UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR

UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA,
MINAS, PETRÓLEOS Y AMBIENTAL
ESCUELA DE PETRÓLEOS
TESIS PREVIA A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO
DE INGENIEROS DE PETRÓLEOS
“ESTUDIO DE LOS CAMPOS ATACAPI / PARAHUACU PARA LA
UBICACIÓN DE NUEVOS POZOS”
CÉSAR AUGUSTO CHÁVEZ LARA
LUIS FERNANDO MATA JÁCOME
Quito, Junio 2008

DECLARACION DE ORIGINALIDAD
En calidad de Miembros del tribunal de Tesis de Grado elegidos por la
Facultad de Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y Ambiental de la
Universidad Central del Ecuador, declaramos que el tema de Tesis
“ESTUDIO DE LOS CAMPOS ATACAPI / PARAHUACU PARA LA
UBICACIÓN DE NUEVOS POZOS”; es inédita y fue completamente
elaborada y presentada por los señores CÉSAR AUGUSTO CHÁVEZ
LARA y LUIS FERNANDO MATA JACOME, para lo cual dejamos
constancia de su autenticidad.
Ing. Gloria Uguña
Directora
Ing. Benigno Trujillo Ing. Marco Guerra
Primer Miembro Segundo Miembro

CESIÓN DE DERECHO DE AUTOR
En gratitud a la continua labor educativa que la Universidad Central del
Ecuador ha desarrollado a favor de los estudiantes ecuatorianos, nosotros
César Augusto Chávez Lara y Luis Fernando Mata Jácome,
representantes de esta noble institución, cedemos los derechos de autoría
sobre nuestro trabajo de Tesis de Grado titulada “ESTUDIO DE LOS
CAMPOS ATACAPI / PARAHUACU PARA LA UBICACIÓN DE
NUEVOS POZOS” a nombre de la Facultad de Ingeniería en Geología,
Minas, Petróleos y Ambiental
Atentamente,
César A. Chávez L. Luis F. Mata J.

AGRADECIMIENTO
A Dios que hace posible todas las cosas, quien me
ilumino durante toda mi carrera estudiantil.
A mis padres Rubén y Blanca por su apoyo y comprensión
durante mi formación como profesional.
A mis hermanos Patricio y en especial a Lucho por
haberme compartido todas sus experiencias.
A mis tutores de Tesis, en especial a la Ing. Gloria
Uguña que sin su asesoría no hubiera culminado tan
pronto este trabajo.
A los departamentos de Ingeniería de Yacimientos y
Geología, quienes nos abrieron sus puertas para el
desarrollo de este tema.
César Chávez
A nuestro señor Jesucristo por alumbrarme con su luz y
darme su bendición cada día, agradecimientos a Él por
haberme dado el entendimiento y la sabiduría para
poder alcanzar la meta que me propuse.
Un agradecimiento especial a la Ing. Gloria Uguña, por
la oportunidad de poder realizar ésta tesis en la
Empresa Estatal PETROECUADOR, y a los departamentos de
Ingeniería de Yacimientos y Geología, por facilitarnos
la información y brindarnos su valioso apoyo para la
realización de éste trabajo.
Luis Mata

El presente trabajo esta dedicado
a mis padres, Rubén y Blanca,
ya que sin ellos no hubiera
podido alcanzar esta meta.
A mis hermanos Patricio
y Lucho, por su apoyo
en todo momento.
César Chávez
Éste trabajo lo dedico a mis
padres, Marcelo y Leonor,
a mi esposa Cinthia y
a mi hijo Alaìn, por
su invalorable
apoyo en todo
momento para la
culminación de mí
carrera universitaria.
Luis Fernando

RESUMEN DOCUMENTAL
Tesis sobre Ingeniería de Yacimientos, específicamente, cálculo de
reservas y desarrollo del Campo. El objetivo fundamental es incrementar
la producción de los campos, a través de la perforación de nuevos pozos
de desarrollo. El problema identificado: baja producción y falta de
percepción de nuevos ingresos al Estado. La hipótesis dice: El estudio
geológico y de yacimientos, permitirá ubicar nuevos pozos de desarrollo e
incrementar la producción en un 100 por ciento. Marco Referencial:
descripción general y estado actual de los Campos, información de
reservorios. Con fundamentos teóricos previos sobre: reservorios, perfiles
de pozos, propiedades petrofísicas, análisis PVT, análisis físico-químico
del agua de formación. Marco Metodológico: determinación de
propiedades de fluidos y de reservorios, mapas petrofísicos, estimación
de reservas, cañoneo de nuevos intervalos, ubicación de nuevos pozos,
proyecciones de producción de fluidos y con pozos propuestos, análisis
económico. La conclusión general se refiere a los datos de la proyección
de producción en un 70 por ciento promedio. Con la recomendación de
realizar estudios de simulación matemática en los Campos y establecer
una comparación de resultados con el estudio realizado, a fin de obtener
una ubicación más exacta de los pozos a perforar.
DESCRIPTORES:

CATEGORIAS TEMATICAS:
AUTORIZACION:
Autorizamos a la BIFIGEMPA, para que esta tesis sea diseminada a
través de su Biblioteca Virtual por INTERNET.
Atentamente,
------------------------ --------------------
César A. Chávez L. Luis F. Mata J.
CI: 150056837-1 CI: 171781395-8

DOCUMENTAL SUMMARY
Thesis about Reservoir Engineering, specifically calculation of oil reserves
and field development. The fundamental objective is increase the
production in the Fields, through drilling new development oil wells. The
identified problem is low oil production which causes lack of generation of
more income for the government. The hypothesis says: Geological and
reservoir research will allow to locate new development oil wells to
increase the field’s production up to 100%. Referential Framework:
general description and current situation of the fields, information on the
reservoirs of the field. Supported by previous theoretical fundamentals
about: reservoirs, well logs, petrophysical properties, PVT analysis, and
physical-chemical analysis on formation water. Methodological
Framework: determination of properties of fluids and reservoirs,
petrophysical maps, reserves estimation, opening of new producing
intervals, location of new wells, fluids production forecast with suggested
wells, and economic analysis. The general conclusion is referred to the
forecast of production data whose average is 70%. It is recommended to
perform mathematic simulation surveys to establish a comparison between
the results of this work and those from simulation and provide a more
accurate location of the wells to be drilled.
DESCRIPTORS:

THEME CATEGORIES:
AUTHORIZATION:
We authorize BIFIGEMPA to disseminate this thesis by the INTERNET
through its Virtual Library.
Respectfully:
------------------------ --------------------
César A. Chávez L. Luis F. Mata J.
CI: 150056837-1 CI: 171781395-8

ÍNDICE GENERAL
Página
ANTECEDENTES ....................................................................................... I
OBJETIVOS .............................................................................................. III
Objetivo General ....................................................................................... III
Objetivos Específicos ................................................................................ III
CAPÍTULO I ............................................................................................... 1
DESCRIPCIÓN GENERAL DE LOS CAMPOS ......................................... 1
1.1 UBICACIÓN GEOGRÁFICA E HISTORIA ........................................... 1
1.2 GEOLOGÍA DE LOS CAMPOS ........................................................... 6
1.2.1 ESTRUCTURA ................................................................................. 6
1.3 COLUMNA ESTRATIGRÁFICA ........................................................... 6
1.4 PRINCIPALES RESERVORIOS .......................................................... 8
1.4.1 BASAL TENA .................................................................................... 9
1.4.1.1 LITOLOGIA .................................................................................... 9
1.4.2 ARENISCA NAPO “U” ....................................................................... 9
1.4.2.1 LITOLOGÍA .................................................................................. 10
1.4.2.1.1 ARENISCA “U” SUPERIOR ...................................................... 10
1.4.2.1.2 ARENISCA “U” INFERIOR ........................................................ 10
1.4.3 ARENISCA NAPO “T” ..................................................................... 11
1.4.3.1 LITOLOGÍA .................................................................................. 11
1.4.3.1.1 ARENISCA “T” SUPERIOR ...................................................... 11
1.4.3.1.2 ARENISCA “T” INFERIOR ........................................................ 12
1.5 MAPAS ESTRUCTURALES .............................................................. 12
CAPITULO II ............................................................................................ 13
ESTADO ACTUAL DE LOS CAMPOS .................................................... 13

2.1 NÚMERO DE POZOS PRODUCTORES, REINYECTORES
Y ABANDONADOS ................................................................................. 13
2.1.1 ATACAPI ......................................................................................... 13
2.1.2 PARAHUACU ................................................................................. 15
2.2 HISTORIA DE PRODUCCIÓN POR RESERVORIO ......................... 16
2.2.1 GRÁFICOS DE PRODUCCIÓN DE FLUIDOS ............................... 18
2.2.2 PRODUCCIÓN ACTUAL ................................................................ 21
2.2.3 PRODUCCIÓN ACUMULADA POR YACIMIENTO ........................ 23
2.3 REVISIÓN DE LAS FACILIDADES DE PRODUCCIÓN .................... 24
CAPITULO III ........................................................................................... 28
INFORMACIÓN DE LOS RESERVORIOS .............................................. 28
3.1 EVALUACIÓN DE PERFILES DE POZOS ........................................ 28
3.2 PROPIEDADES PETROFÍSICAS ...................................................... 28
3.2.1 POROSIDAD (ø) ............................................................................. 28
3.2.1.1 POROSIDAD EFECTIVA ............................................................. 28
3.2.1.1 MAPAS DE ISOPOROSIDAD ...................................................... 30
3.2.2 PERMEABILIDAD (k) ...................................................................... 31
3.2.2.1 PERMEABILIDAD EFECTIVA ..................................................... 31
3.2.2.2 PERMEABILIDAD RELATIVA ...................................................... 31
3.2.2.3 MAPAS DE ISOPERMEABILIDAD .............................................. 32
3.2.3 ESPESOR BRUTO ......................................................................... 32
3.2.3.1 ESPESOR NETO SATURADO DE PETRÓLEO ......................... 32
3.2.3.2 MAPAS DE ESPESORES ........................................................... 32
3.2.4 SATURACIÓN DE FLUIDOS .......................................................... 33
3.2.4.1 SATURACIÓN IRREDUCTIBLE DEL AGUA
Y DEL PETRÓLEO .................................................................................. 33
3.2.4.2 SATURACIONES INICIALES DE PETRÓLEO Y AGUA .............. 34
3.3 PROCEDIMIENTO PARA LA EVALUACIÓN DE PERFILES ............ 34
3.3.1 PASOS PARA LA EVALUACION CON EL PROGRAMA IP ........... 38
3.4 ANÁLISIS PVT ................................................................................... 50

3.4.1 PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS .............................................. 50
3.4.1.1 FACTOR VOLUMÉTRICO DEL PETRÓLEO (Bo) ....................... 50
3.4.1.2 FACTOR VOLUMÉTRICO DEL GAS (Bg) ................................... 51
3.4.1.3 RELACIÓN DE SOLUBILIDAD (Rs) ............................................ 51
3.4.1.4 VISCOSIDAD DEL PETRÓLEO (µo ) ........................................... 51
3.4.1.5 PRESIÓN INICIAL Y DE SATURACIÓN ...................................... 52
3.4.1.6 COMPOSICIÓN Y DENSIDAD DEL PETRÓLEO (ρo ) ................. 53
3.5 ANÁLISIS FÍSICO-QUÍMICO DEL AGUA DE FORMACIÓN ............. 54
3.5.1 SALINIDAD DE LOS RESERVORIOS ............................................ 55
CAPITULO IV .......................................................................................... 56
ESTIMACIÓN DE RESERVAS ................................................................ 56
4.1 RESERVAS ORIGINALES POR VARIOS MÉTODOS ...................... 57
4.1.1 MÉTODO VOLUMÉTRICO ............................................................. 57
4.1.2 BALANCE DE MATERIALES .......................................................... 59
4.1.3 CURVAS DE DECLINACIÓN .......................................................... 60
4.2 CÁLCULO DEL FACTOR DE RECOBRO (FR) ................................. 65
4.3 RESERVAS REMANENTES .............................................................. 66
CAPITULO V ........................................................................................... 75
SISTEMAS DE PRODUCCIÓN ............................................................... 75
5.1 FLUJO NATURAL .............................................................................. 75
5.2 DESCRIPCIÓN DE LOS SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO
ARTIFICIAL .............................................................................................. 75
5.2.1 BOMBEO HIDRÁULICO ................................................................. 76
5.2.1.1 BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET ............................................. 77
5.2.2 BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE (BES) .................................... 78
5.2.2.1 EQUIPOS DE SUBSUELO .......................................................... 79
5.2.2.2 COMPONENTES SUPERFICIALES ............................................ 81
5.2.2.3 ACCESORIOS ............................................................................. 81

5.3 DISEÑO DEL SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL BES ... 83
5.3.1 DATOS REQUERIDOS PARA EL DISEÑO .................................... 83
5.3.2 DISEÑO PARA POZOS CON ALTOS CORTES DE AGUA ........... 84
5.3.2.1 EJEMPLO POZO CON ALTO CORTE DE AGUA ....................... 85
CAPÍTULO VI ........................................................................................ 101
DESARROLLO DEL CAMPO PARA AUMENTO DE PRODUCCIÓN ... 101
6.1 CAÑONEO DE NUEVOS INTERVALOS ......................................... 101
6.2 ESTIMULACIÓN .............................................................................. 113
6.2.1 LIMPIEZA DE PUNZADOS ........................................................... 113
6.2.2 FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO ............................................. 116
6.3 UBICACIÓN DE NUEVOS POZOS DE DESARROLLO .................. 117
6.3.1 PROCEDIMIENTO PARA LA UBICACIÓN
DE NUEVOS POZOS DE DESARROLLO ............................................ 120
6.3.2 POZOS PROPUESTOS ................................................................ 122
6.3.2.1 CÁLCULO DEL RADIO DE DRENAJE ...................................... 123
6.3.2.2 ESTIMACION DE LOS PARÁMETROS PETROFÍSICOS ......... 124
6.3.2.3 ESTIMACIÓN DE LAS RESERVAS INICIALES ........................ 128
6.3.2.4 PROYECCIONES DE PRODUCCIÓN
DE LOS POZOS NUEVOS .................................................................... 131
CAPÍTULO VII ....................................................................................... 143
EVALUACIÓN DEL COMPORTAMIENTO DE LOS RESERVORIOS ... 143
7.1 PROYECCIONES DE PRODUCCIÓN DE FLUIDOS ...................... 143
7.1.1 PROYECCIONES DE PRODUCCION
CON POZOS PROPUESTOS ................................................................ 149
7.2 ANÁLISIS ECONÓMICO ................................................................. 155
7.2.1 INVERSIONES ............................................................................. 157
7.2.2 COSTOS ....................................................................................... 157
7.2.2.1 COSTOS DE PRODUCCIÓN .................................................... 159

7.2.3 RELACIÓN COSTO / BENEFICIO ................................................ 159
CAPÍTULO VIII ...................................................................................... 168
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ......................................... 168
8.1 CONCLUSIONES ............................................................................ 168
8.2 RECOMENDACIONES .................................................................... 175
BIBLIOGRAFÍA ...................................................................................... 176
GLOSARIO DE TÉRMINOS BÁSICOS ................................................. 177
ANEXOS ................................................................................................ 179

CAPÍTULO II
LISTADO DE TABLAS
Página
Tabla 2. 1 Coordenadas de los pozos campo Atacapi ............................. 14
Tabla 2. 2 Coordenadas de los pozos campo Parahuacu ....................... 15
Tabla 2. 3 Producción acumulada por pozo ............................................. 16
Tabla 2. 4 Historial de producción del campo Atacapi ............................. 18
Tabla 2. 5 Historial de producción del campo Parahuacu ........................ 20
Tabla 2. 6 Reporte mensual de producción campo Atacapi ..................... 22
Tabla 2. 7 Reporte mensual de producción campo Parahuacu ............... 23
Tabla 2. 8 Producción acumulada por reservorio ..................................... 24
Tabla 2. 9 Facilidades de producción campos Atacapi y Parahuacu ....... 25
CAPÍTULO III
Tabla 3. 1 Resultados de la evaluación petrofísica del pozo ATA-04 ...... 45
Tabla 3. 2 Evaluación petrofísica por pozo campo Atacapi ..................... 45
Tabla 3. 3 Parámetros petrofísicos promedios del campo Atacapi .......... 48
Tabla 3. 4 Evaluación petrofísica por pozo campo Parahuacu ................ 48
Tabla 3. 5 Parámetros petrofísicos promedios del campo Parahuacu ..... 50
Tabla 3. 6 Propiedades promedio de los fluidos del campo Atacapi ....... 53
Tabla 3. 7 Propiedades promedio de los fluidos del campo Parahuacu .. 54
Tabla 3. 8 Propiedades de los fluidos de los pozos de Parahuacu .......... 54
Tabla 3. 9 Salinidades y Resistividades ................................................... 55
CAPÍTULO IV
Tabla 4. 1 Estimación del POES por el método volumétrico .................... 58
Tabla 4. 2 Reservas por curvas de declinación campo Atacapi ............... 64
Tabla 4. 3 Reservas por curvas de declinación campo Parahuacu ......... 64

Tabla 4. 4 Factores de Recobro ............................................................... 65
Tabla 4. 5 Reservas remanentes al 31/12/2007 ...................................... 66
Tabla 4. 6 Reservas iniciales y remanentes de los pozos ....................... 68
CAPÍTULO V
Tabla 5. 1 Completación actual de los pozos .......................................... 82
Tabla 5. 2 Características del Equipo Electrosumergible ......................... 90
Tabla 5. 3 Clasificación de Bombas Electrosumergibles ......................... 92
Tabla 5. 4 Motores serie 562 ................................................................... 96
CAPÍTULO VI
Tabla 6. 1 Reservas de las nuevas arenas a punzar campo Atacapi .... 112
Tabla 6. 2 Reservas totales por reservorios de los intervalos
a punzonar del campo Atacapi ............................................................... 112
Tabla 6. 3 Reservas totales por reservorios de los nuevos intervalos
a punzonar del campo Parahuacu ......................................................... 113
Tabla 6. 4 Reservas iniciales y remanentes del campo Atacapi ............ 117
Tabla 6. 5 Reservas iniciales y remanentes del campo Parahuacu ....... 117
Tabla 6. 6 BSW promedio de los pozos del campo Atacapi .................. 118
Tabla 6. 7 BSW promedio de los pozos del campo Parahuacu ............. 119
Tabla 6. 8 Coordenadas de llegada de pozos propuestos Atacapi ........ 122
Tabla 6. 9 Coordenadas de llegada de pozos propuesto Parahuacu .... 122
Tabla 6. 10 Áreas de drenaje de los pozos propuestos de Atacapi ....... 123
Tabla 6. 11 Áreas de drenaje de los pozos propuestos de Parahuacu .. 124
Tabla 6. 12 Parámetros petrofísicos de los pozos propuestos .............. 124
Tabla 6. 13 Reservas estimadas para los pozos propuestos ................. 129
Tabla 6. 14 Caudales aproximados de los pozos vecinos ..................... 131
Tabla 6. 15 Tasas estimadas de producción de los pozos propuestos .. 132
Tabla 6. 16 Tiempos de abandono de los pozos propuestos ................. 133
Tabla 6. 17 Proyección de producción del pozo Atacapi-19, a 8 años ... 134

Tabla 6. 18 Proyección de producción del pozo Atacapi-20, a 8 años ... 135
Tabla 6. 19 Proyección de producción del pozo Atacapi-21, a 8 años ... 136
Tabla 6. 20 Proyección de producción del pozo Atacapi-22, a 8 años ... 137
Tabla 6. 21 Proyección de producción del pozo Parahuacu-10,
a 5 años ................................................................................................. 138
Tabla 6. 22 Proyección de producción del pozo Parahuacu-11,
a 5 años ................................................................................................. 139
Tabla 6. 23 Proyección de producción del pozo Parahuacu-12,
a 5 años ................................................................................................. 140
Tabla 6. 24 Proyección de producción del pozo Parahuacu-13,
a 5 años ................................................................................................ 141
CAPÍTULO VII
Tabla 7. 1 Predicción de producción arenisca “U” campo Atacapi ......... 144
Tabla 7. 2 Predicción de producción arenisca “T” campo Atacapi ......... 145
Tabla 7. 3 Predicción de producción arena “Basal Tena” Parahuacu .... 146
Tabla 7. 4 Predicción de producción arenisca “U” campo Parahuacu ... 147
Tabla 7. 5 Predicción de producción arenisca “T” campo Parahuacu .... 148
Tabla 7. 6 Predicciones de producción con la perforación de nuevos
pozos para el campo Atacapi ................................................................. 149
Tabla 7. 7 Predicciones de producción con la perforación de nuevos
pozos para el campo Parahuacu ........................................................... 152
Tabla 7. 8 Costo estimado de perforación y completación de un pozo
vertical de 10.000 pies de profundidad .................................................. 158
Tabla 7. 9 Cronograma de inversiones de perforación y completación
de los pozos propuestos ........................................................................ 160
Tabla 7. 10 Resultados obtenidos para los pozos propuestos ATA-19
y ATA-20 del campo Atacapi ................................................................. 161
Tabla 7. 11 Resultados obtenidos para los pozos propuestos ATA-21
y ATA-22 del campo Atacapi ................................................................. 162

Tabla 7. 12 Resultados obtenidos para los pozos propuestos PRH-10
y PRH-11 del campo Parahuacu ............................................................ 164
Tabla 7. 13 Resultados obtenidos para los pozos propuestos PRH-12
y PRH-13 del campo Parahuacu ............................................................ 165
Tabla 7. 14 Resumen del análisis económico para 55 USD y 80 USD
el costo del barril del petróleo para los pozos propuestos ..................... 167
CAPÍTULO I
LISTADO DE FIGURAS
Página
Fig. 1. 1 Columna Estratigráfica ................................................................. 7
Fig. 1. 2 Ambientes de Sedimentación ...................................................... 8
CAPÍTULO II
Fig. 2. 1 Producción vs. Tiempo del campo Atacapi ................................ 19
Fig. 2. 2 Producción vs. Tiempo del campo Parahuacu ........................... 21
CAPÍTULO III
Fig. 3. 1 Programa Interactive Petrophisics (IP) ....................................... 38
Fig. 3. 2 Ventana Input / Output ............................................................... 39
Fig. 3. 3 Ingreso de datos ........................................................................ 39
Fig. 3. 4 Registro compuesto ................................................................... 40
Fig. 3. 5 Cálculo del volumen de arcilla ................................................... 41
Fig. 3. 6 Cálculo de la porosidad y saturación de agua ........................... 42
Fig. 3. 7 Parámetros del fluido: Rw y Rmf ................................................ 42
Fig. 3. 8 Parámetros de corte (Cutoff) ...................................................... 43

Fig. 3. 9 Cálculo de la zona de pago ........................................................ 44
Fig. 3. 10 Cuadro de resultados ............................................................... 44
CAPITULO IV
Fig. 4. 1 Cuadro de diálogo: Flow Model ................................................. 61
Fig. 4. 2 Cuadro de diálogo: Historical Regression .................................. 62
Fig. 4. 3 Cuadro de diálogo: Forecast ...................................................... 62
Fig. 4. 4 Curva de declinación y resultados ............................................. 63
CAPÍTULO V
Fig. 5. 1 Componentes del Bombeo Hidráulico ........................................ 76
Fig. 5. 2 Componentes del BES ............................................................... 78
Fig. 5. 3 Curva del comportamiento del pozo .......................................... 87
Fig. 5. 4 Gráfica de Pérdidas por Fricción ............................................... 90
Fig. 5. 5 Curva característica para una etapa a 60 Hz ............................. 94
Fig. 5. 6 Altura Dinámica Total de Columna ............................................ 95
Fig. 5. 7 Pérdida de voltaje en el cable .................................................... 99
Fig. 5. 8 Temperatura del pozo vs. Corriente ........................................... 99
CAPÍTULO VI
Fig. 6. 1 Registro compuesto Atacapi-08, zona “U Superior” ................. 102
Fig. 6. 2 Registro compuesto Atacapi-08, zona “U Inferior” ................... 102
Fig. 6. 3 Registro compuesto Atacapi-15, zona “U Superior” ................ 103
Fig. 6. 4 Registro compuesto Atacapi-16, zona “T Inferior” ................... 104
Fig. 6. 5 Registro compuesto Atacapi-17, zona “U Superior” ................. 105
Fig. 6. 6 Registro compuesto Atacapi-17, zona “T Superior” ................. 106
Fig. 6. 7 Registro compuesto Atacapi-18, zona “U Inferior” .................. 107
Fig. 6. 8 Registro compuesto Atacapi-23, zona “U Inferior” .................. 108
Fig. 6. 9 Registro compuesto Atacapi-23, zona “T Superior” ................ 109

Fig. 6. 10 Registro compuesto Parahuacu-01, zona “Basal Tena” ......... 110
Fig. 6. 11 Registro compuesto Parahuacu-01, zona “U Inferior” ........... 111
Fig. 6. 12 Perfil de producción del pozo Atacapi-19 ............................... 135
Fig. 6. 13 Perfil de producción del pozo Atacapi-20 ............................... 136
Fig. 6. 14 Perfil de producción del pozo Atacapi-21 ............................... 137
Fig. 6. 15 Perfil de producción del pozo Atacapi-22 ............................... 138
Fig. 6. 16 Perfil de producción del pozo Parahuacu-10 ......................... 139
Fig. 6. 17 Perfil de producción del pozo Parahuacu-11 ......................... 140
Fig. 6. 18 Perfil de producción del pozo Parahuacu-12 ......................... 141
Fig. 6. 19 Perfil de producción del pozo Parahuacu-13 ......................... 142
CAPÍTULO VII
Fig. 7. 1 Predicción de producción arenisca “U” campo Atacapi ............ 144
Fig. 7. 2 Predicción de producción arenisca “T” campo Atacapi ............ 145
Fig. 7. 3 Predicción de producción arena “Basal Tena” Parahuacu ....... 146
Fig. 7. 4 Predicción de producción arenisca “U” campo Parahuacu ...... 147
Fig. 7. 5 Predicción de producción arenisca “T” campo Parahuacu ....... 148
Fig. 7. 6 Perfil de producción con la perforación de nuevos pozos
para el campo Atacapi ........................................................................... 150
Fig. 7. 7 Análisis de la grafica: perfiles de producción Atacapi .............. 151
Fig. 7. 8 Perfil de producción con la perforación de nuevos pozos
para el campo Parahuacu ...................................................................... 153
Fig. 7. 9 Análisis de la gráfica: perfiles de producción Parahuacu ........ 154
Fig. 7. 10 PRI de los pozos ATA-19 y ATA-20 campo Atacapi .............. 163
Fig. 7. 11 PRI de los pozos ATA-21 y ATA-22 campo Atacapi .............. 163
Fig. 7. 12 PRI de los pozos PRH-10 y PRH-11 campo Parahuacu ........ 166
Fig. 7. 13 PRI de los pozos PRH-12 y PRH-13 campo Parahuacu ........ 166

CAPÍTULO I
LISTADO DE MAPAS
Página
Mapa 1. 1 Ubicación de los campos Atacapi y Parahuacu ........................ 1
Mapa 1. 2 Ubicación de los Pozos del Campo Atacapi .............................. 3
Mapa 1. 3 Ubicación de los Pozos del Campo Parahuacu ........................ 5
LISTADO DE ANEXOS
Página
ANEXO 1- Mapa de carreteras del campo Atacapi / Parahuacu ........... 177
ANEXO 2- Topes y bases de las formaciones ....................................... 180
ANEXO 3- Reporte de abril de reinyección de agua campo Atacapi ..... 183
ANEXO 4- Mapas petrofísicos ............................................................... 184
ANEXO 5- Nomograma de Resistividad de Soluciones de NaCl ........... 199
ANEXO 6- Historiales de pruebas de presión ........................................ 200
ANEXO 7- Distancias, radios y áreas de drenaje .................................. 202
ANEXO 8- Curvas de Declinación ......................................................... 204
ANEXO 9- Mapas de ubicación de pozos propuestos ........................... 210
ANEXO 10- Corte de agua vs. Producción ............................................ 212

ANTECEDENTES
Los primeros indicios científicos de la existencia de petróleo en el Ecuador
se registran a finales del siglo pasado, aunque hay crónicas anteriores en
que los indígenas hablaban de un elemento, con las características del
petróleo que brotaba naturalmente en la superficie y era utilizado con
fines medicinales.
El primer pozo petrolero fue perforado en la región de la Costa en 1911.
En 1967 Texaco perforó el primer pozo comercial en la Amazonía. En los
años siguientes, las mayores obras de infraestructura fueron el Sistema
de Oleoducto Trans ecuatoriano y la vía Coca.
Hasta 1990 Texaco extrajo el 88% del total de la producción nacional de
petróleo y operó el oleoducto. Perforo 399 pozos y construyo 22
estaciones de producción.
Desde 1972, Ecuador se convierte en un país petrolero y los recursos
para su desarrollo, económico y social, en gran parte provienen de la
producción y venta de hidrocarburos.
La ciencia, en la actualidad ha progresado vertiginosamente y, con ello
se van implantando nuevas y mejores tecnologías; pues es indudable que
este inmenso progreso que caracteriza a los países desarrollados se
debe a la verdadera aplicación de la ciencia.
En la industria petrolera las reservas de hidrocarburos son el activo
esencial de la empresa, es decir, el inventario básico del negocio.
Por esta razón, las decisiones que gobiernan las políticas de la compañía,
la planificación de las inversiones y los programas de las actividades
I

funcionales dependen exclusivamente del volumen y calidad de sus
hidrocarburos.
Petroproducción se encuentra a cargo del manejo de los principales y
más grandes campos de la cuenca Oriente, entre aquellos están: Lago
Agrio, Libertador, Sacha, Shushufindi y Auca.
Los Campos Atacapi y Parahuacu operados por Petroproducción Filial de
PETROECUADOR, fueron descubiertos por los geólogos de la compañía
Texaco-Gulf en 1968.
En la actualidad el campo Atacapi cuenta con 14 pozos en producción de
los yacimientos “U” y “T” por separado de sus miembros superiores e
inferiores de la formación Napo con un API de 34 grados y un corte
promedio de agua de 73.06 %.
El Campo Parahuacu posee 9 pozos productores de los reservorios “U” y
“T” por separado de sus miembros superiores e inferiores de la formación
Napo con un API de 31 grados y un corte de agua de 3.24%, además
dentro de estos pozos existe uno que produce de Basal Tena.
Estos campos se encuentran situados en la región amazónica en una
zona selvática al norte del río Aguarico.
Atacapi y Parahuacu geológicamente se ubican sobre el flanco norte del
arco de la transcuenca que separa la cuenca de Oriente en Ecuador y
Perú hacia el sur, de la cuenca Putumayo en Colombia hacia el norte.
En el campo Atacapi no se han perforado nuevos pozos desde el año
2005 mientras que en Parahuacu el último pozo perforado fue el
Parahuacu-3B en el año 2002, este pozo se lo hizo para reemplazar al
Parahuacu-03 que se encontraba colapsado.
II

OBJETIVOS
Objetivo General
• Ubicar nuevos pozos de desarrollo en los campos Atacapi y
Parahuacu.
Objetivos Específicos
• Conocer la situación actual de los campos y sus facilidades de
producción en superficie.
• Determinar las propiedades de los fluidos y de los reservorios
mediante el análisis PVT y la evaluación de registros eléctricos.
• Elaborar mapas de isoporosidades, de espesores netos saturados de
petróleos y de saturación de agua para las arenas productoras.
• Estimar sus reservas iniciales por diferentes métodos.
• Proponer nuevas zonas que aun no han sido cañoneadas.
• Evaluar el comportamiento de los reservorios.
• Realizar un análisis económico de los pozos propuestos.
III

CAPÍTULO I
DESCRIPCIÓN GENERAL DE LOS CAMPOS
1.1 UBICACIÓN GEOGRÁFICA E HISTORIA
Los campos Atacapi y Parahuacu se encuentran ubicados en la cuenca
Oriente, a 16 Km. al Sur-Este del campo Lago Agrio en la provincia de
Sucumbíos (Ver mapa 1.1 y anexo 1).
Pertenecen al área Libertador conformados por los siguientes campos:
Carabobo, Pichincha, Cuyabeno, Sansahuari, Shuara, Secoya, Tapi,
Tetete, Shushuqui, Pacayacu, Singue, Chanangue, Peña Blanca, Frontera
y Víctor Hugo Rúales.
Mapa 1. 1 Ubicación de los campos Atacapi y Parahuacu
Fuente: Departamento de Cartografía de Petroproducción
1

ATACAPI
Las coordenadas geográficas y UTM dentro de las cuales se localiza el
campo Atacapi son:
Geográficas:
Latitud: 00° 07' 00'' - 00° 01' 00'' N
Longitud: 76° 43' 00'' - 76° 38' 00'' W
UTM:
Latitud: 10001000 – 10024000 N
Longitud: 304000 – 320000 W
El campo Atacapi fue descubierto con la perforación del pozo Atacapi-01
en Agosto de 1968 por la compañía Texaco-Gulf, obteniéndose una
producción comercial de los reservorios “U” y “T”, de 1728 BPPD;
API = 28.7, BSW = 0.1 % y 1840 BPPD; API = 34 y BSW = 0.2 %
respectivamente.
En la actualidad en este campo se han perforado 19 pozos de desarrollo y
de entre los cuales existe 3 pozos direccionales: Atacapi-10D, Atacapi
11D y el Atacapi 12D que salen desde las plataformas de los pozos
Atacapi-04 y Atacapi-08 respectivamente.
A continuación se presenta el mapa donde se encuentran ubicados los
pozos.
2

Mapa 1. 2 Ubicación de los Pozos del Campo Atacapi
10015000
10014000
10013000
10012000
10011000
10010000
10009000
10008000
10007000
10006000
10005000
10004000
10003000
ATA-05
ATA-10D
10002000
UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
ESCUELA DE PETRÓLEOS
CAMPO ATACAPI
UBICACIÓN DE POZOS
FECHA: ABRIL 2008 ELAB: CÉSAR CHÁVEZ
10001000
FUENTE: YACIMIENTOS PETROPRODUCCIÓN
311000 312000 313000 314000 315000 316000 317000 318000 319000 320000
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
Fuente: Yacimientos Petroproducción.
3
ATA-04
ATA-09
ATA-17
ATA-16
ATA-01
ATA-13
ATA WIW- 1
ATA-07
ATA-06
ATA-02
ATA-14
ATA-08
ATA-11D
ATA-18 ATA-03
ATA-23
ATA-12D
ATA-15

PARAHUACU
Las coordenadas geográficas y UTM dentro de las cuales se localiza el
campo Parahuacu son:
Geográficas:
Latitud: 00° 07' 00'' - 00° 01' 00'' N
Longitud: 76° 43' 00'' - 76° 38' 00'' W
UTM:
Latitud: 10001000 – 10024000 N
Longitud: 304000 – 320000 W
El campo Parahuacu fue descubierto con la perforación del pozo
Parahuacu-01 en Octubre de 1968 por la compañía Texaco-Gulf,
alcanzando una profundidad de 10173 pies, atravesando toda la
secuencia estratigráfica ya conocida para esta parte de la cuenca, con
una producción comercial en la arenisca “T” de 448 BPPD, API = 31 y
BSW = 0.2 %.
Parahuacu inicio su etapa productiva en los primeros días de Diciembre
de 1978, con 4 pozos.
En la actualidad en este campo se han perforado 9 pozos de desarrollo de
entre los cuales existe un pozo direccional (Parahuacu-05) y uno de
reemplazo (Parahuacu 3B), desplazado 11 metros al norte del pozo
Parahuacu-03 colapsado.
El pozo Parahuacu 3B se encuentra cerrado desde el 31 de Marzo del
2007 y lo permanece hasta la fecha.
4

Mapa 1. 3 Ubicación de los Pozos del Campo Parahuacu
10015000
10014000
10013000
10012000
10011000
10010000
10009000
10008000
10007000
10006000
10005000
10004000
10003000
10002000
5
PRH-04
PRH-09
PRH-3B
PRH-03
PRH-01
PRH-02
PRH-08
PRH-07
PRH-05
UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
ESCUELA DE PETRÓLEOS
CAMPO PARAHUACU
UBICACIÓN DE POZOS
FECHA: ABRIL 2008 ELAB: CÉSAR CHÁVEZ
FUENTE: YACIMIENTOS PETROPRODUCCIÓN
10001000
304000 305000 306000 307000 308000 309000 310000 311000 312000 313000
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
Fuente: Yacimientos Petroproducción.

1.2 GEOLOGÍA DE LOS CAMPOS
1.2.1 ESTRUCTURA
El campo Atacapi es un anticlinal alargado de dirección aproximada
Norte-Sur, que constituye la culminación del tren estructural Shushufindi-
Aguarico, con un área aproximada de 3350 acres.
Esta limitado al Este por una falla inversa, con la pendiente regional a
favor del lado levantado; esta falla no afecta a todo el campo,
observándose únicamente en la parte Norte.
El campo Parahuacu en cambio esta constituido por un anticlinal alargado
de dirección Norte-Sur, fallado al Este, con su lado levantado al Oeste,
con un área aproximada de 3250 acres.
La región ha sido objeto de cinco periodos de deformación estructural,
con presencia de fallas, anticlinales y narices estructurales.
La nueva interpretación en base a los resultados de la sísmica 3D
confirma la presencia instantánea de dos grandes anticlinales controlados
por dos fallas inversas respectivamente, que provienen del basamento,
además existen pequeñas fallas, con saltos mas pequeños hacia arriba
de la serie, hasta desaparecer a nivel de la Basal Tena.
1.3 COLUMNA ESTRATIGRÁFICA
En la siguiente figura se presenta los reservorios productores de la
Cuenca Oriente.
6

Fig. 1. 1 Columna Estratigráfica
COLUMNA ESTRATIGRAFICA
Formaciones y miembros
Sistema
Zona Subandina Corredor Sacha-Shushufindi Capiron-Tiputini
Laguna sedimentaria
(No depositación-condensación)
Caliza Caliza M1
M1
Caliza Caliza A
A
Caliza Caliza U
U
Caliza Caliza B
B
Caliza Caliza C
C
Hollin Hollin Superior
Superior
Fm. Fm. Tena Tena (Continental)
(Continental)
Arenisca Arenisca Basal Basal Tena
Tena
Caliza Caliza M2
M2
Lutita Lutita Napo Napo Medio Medio (U)
(U)
Lutitas Lutitas Napo Napo Inferior
Inferior
Hollin Hollin Principal
Principal
7
Arenisca Arenisca U
U
Arenisca Arenisca T
T
Fuente: Departamento de Geología de Petroproducción
Arenisca Arenisca M1
M1
Lutitas Lutitas Napo Napo Superior Superior
Discordancia Discordancia erosiva erosiva
Ar. Ar. M2
M2
CICLO V
CICLO IV
CICLO III
CICLO II
CICLO I

1.4 PRINCIPALES RESERVORIOS
Los principales reservorios productores de los campos Atacapi-Parahuacu
se encuentran en la Formación Napo en su miembro inferior, en los
intervalos clásticos denominados “U” y “T”, presentándose también Basal
Tena en Parahuacu.
Estos reservorios presentan areniscas poco desarrolladas, con bajas
porosidades y alto porcentaje de arcilla; encontrándose asociadas a un
ambiente deltaico distal, en subambientes de barras de desembocadura y
posibles rellenos de canales de marea para las areniscas (Figura 1.2).
Fig. 1. 2 Ambientes de Sedimentación
Arrecife
Isla de
Barrera
Planicie
de Marea Delta
Playa
Ambiente
Marino
Fuente: Departamento de Geología de Petroproducción.
8
Ambiente
Fluvial Ambiente Lago de
Glacial Playa
Abanico
Aluvial Dunas
(ambiente
eólico)

1.4.1 BASAL TENA
El mapa de depositación ambiental y de datos sísmicos sugiere que Basal
Tena fue depositada en un canal erosionado con un potencial
hidrocarburífero probado, en una superficie de disconformidad al tope de
la formación Napo.
Las profundidades promedio a las que se encuentra esta arenisca varían
entre - 8690 a - 8837 pies de profundidad en Parahuacu.
Esta arenisca de relleno es generalmente delgada, de 16 pies de
potencial, se asume que la fuente de hidrocarburos son las lutitas marinas
que yacen debajo.
La porosidad más alta obtenida en esta arenisca es de 16 % y esta en el
centro del canal cerca del pozo Parahuacu-04.
En el pozo Parahuacu-08 se encontró 11 pies de arenisca saturada de
hidrocarburos.
1.4.1.1 LITOLOGIA
Se trata de una arenisca cuarzosa transparente, hializa, de grano grueso
a muy grueso, subangular, mala clasificación, firme, cemento ligeramente
calcáreo, con hidrocarburos, florescencia natural discontinua amarilla
blanquecina; corte rápido, residuo café claro.
1.4.2 ARENISCA NAPO “U”
El ambiente de sedimentación de esta arenisca pertenece a canales
fluviales y barras de delta las cuales están ligadas a canales y
regresiones.
9

La dirección de la sedimentación es casi paralela al rumbo de la
estructura, debido a lo cual el reservorio varía bastante de un pozo a otro
y la saturación de petróleo tiene su mayor desarrollo en la parte central.
Las profundidades promedio para el área Atacapi a las que se encuentra
esta arenisca varían entre - 9203 a - 9269 pies de profundidad para el
nivel superior, - 9269 a - 9309 pies de profundidad para el nivel intermedio
y de - 9309 a - 9360 pies de profundidad para el nivel inferior.
Para el área Parahuacu las profundidades promedio a las que se
encuentra esta arenisca varían entre - 9440 a - 9470 pies de profundidad
para el nivel superior, - 9470 a - 9500 pies de profundidad para el nivel
intermedio y de - 9500 a - 9560 pies de profundidad para el nivel inferior.
1.4.2.1 LITOLOGÍA
1.4.2.1.1 ARENISCA “U” SUPERIOR
Arenisca de cuarzo, firme grano fino a medio, subangular a
subredondeada, regular clasificación, cemento silíceo, con glauconita,
presencia de hidrocarburo.
1.4.2.1.2 ARENISCA “U” INFERIOR
Arenisca de cuarzo transparente, compacta, subangular, clasificación
regular, verde claro, grano de medio grueso, cemento calcáreo, con
muestra de petróleo, fluorescencia natural discontinua blanca, corte
instantáneo, residuo café.
10

1.4.3 ARENISCA NAPO “T”
El ambiente de sedimentación pertenece a canales fluviales y barras de
delta, el reservorio más importante es “T” inferior, su ambiente de
sedimentación corresponde a una combinación de canales y barras de
delta.
Las profundidades promedio para el área Atacapi a las que se encuentra
esta arenisca varían entre - 9450 a - 9496 pies de profundidad para el
nivel superior y de - 9496 a - 9565 pies de profundidad para el nivel
inferior.
Para el área Parahuacu las profundidades promedio a las que se
encuentra esta arenisca varían entre - 9645 a - 9690 pies de profundidad
para el nivel superior y de - 9690 a - 9750 pies de profundidad para el
nivel inferior.
En los pozos del campo Parahuacu: PRH-01, PRH-02, PRH-05, PRH-07 y
PRH-08 se encontraron areniscas de grano grueso de facies fluviales. La
máxima porosidad y permeabilidad encontradas alcanzan 15 % y 1041md
respectivamente.
Las unidades en Atacapi se interpretaron como areniscas de relleno de
canal distributario depositadas en un ambiente marino.
1.4.3.1 LITOLOGÍA
1.4.3.1.1 ARENISCA “T” SUPERIOR
Arenisca de cuarzo, hialina, grano fino a medio, subangular, regular
selección, cemento ligeramente calcáreo, glauconítica, con presencia de
hidrocarburos.
11

1.4.3.1.2 ARENISCA “T” INFERIOR
Arenisca cuarzosa, compacta, grano fino a medio, subangular,
clasificación regular, cemento calcáreo, con muestra de petróleo,
fluorescencia natural discontinua amarillenta, corte instantáneo, residuo
café.
1.5 MAPAS ESTRUCTURALES
Estos mapas indican la forma de la estructura como: anticlinales,
sinclinales, fallas, etc.
Los mapas estructurales son elaborados con datos de la sísmica y con los
topes y bases de las formaciones productoras de cada uno de los pozos
con respecto a un plano de referencia.
El anticlinal de Parahuacu de dirección Norte-Sur, tiene 15 Km. de largo y
4 Km. de ancho.
La falla inversa de dirección Norte-Sur posee 11 Km. de largo y 250 pies
de salto en su flanco Este.
También hay cuatro narices estructurales de dirección Oeste-Este a NNW
con 25 a 50 pies de cierre estructural.
En el porta mapas se presenta el mapa estructural al tope de la arenisca
“U” inferior del campo Atacapi y el mapa de contornos estructurales al
tope de la arenisca “T” inferior del campo Parahuacu.
Los topes y bases de las formaciones de los campos Atacapi y Parahuacu
se localizan en el anexo 2
12

CAPITULO II
ESTADO ACTUAL DE LOS CAMPOS
A partir de la información obtenida de los historiales de
reacondicionamiento y reportes mensuales de producción, en este
Capítulo se resume el estado actual de los pozos de los campos Atacapi y
Parahuacu y sus facilidades de producción.
2.1 NÚMERO DE POZOS PRODUCTORES, REINYECTORES Y
ABANDONADOS
2.1.1 ATACAPI
En el campo Atacapi existen hoy en día 20 pozos perforados desde su
descubrimiento entre productores y reinyectores (Mapa 1.2), de los cuales
14 están en producción.
Pozos productores
Son en total 14 pozos: ATA-01, ATA-02, ATA-07, ATA-08, ATA-09, ATA-
10D, ATA-11D, ATA-13, ATA-014, ATA-15, ATA-16, ATA-17, ATA-18 y
ATA-23.
Estos pozos producen tanto de los intervalos “U” y “T” por separado de
sus miembros superiores e inferiores.
Pozos reinyectores
En total se tiene 2 pozos: ATA WIW-1 y el ATA-03, cuya agua de
formación es inyectada a la formación Orteguaza y Tiyuyacu
respectivamente.
13

Cabe señalar que el pozo ATA-03 inicialmente se perforó como productor
y debido al bajo aporte se cerró y se acondicionó como reinyector de agua
de formación, no así para el ATA WIW-1 que fue perforado
exclusivamente como reinyector.
En el anexo 3 se encuentra el reporte mensual de abril de Reinyección de
agua del campo Atacapi.
Pozos abandonados
Se tiene 1 en total: ATA-06 por bajo aporte.
Las coordenadas de los diferentes pozos perforados en el campo Atacapi
son las siguientes:
Tabla 2. 1 Coordenadas de los pozos campo Atacapi
ATACAPI UTM Geográficas
Pozo PT Norte Este Latitud Longitud
(ft)
Norte Oeste
ATA-01 9848 10007962,18 315701,71 00° 01' 48.58" 76° 17' 15.12"
ATA-02 9680 10005982,16 315228,63 00° 03' 06.07" 76° 40' 02.47"
ATA-03 9712 10004045,50 315475,68 00° 02' 02.27" 76° 39' 53.80"
ATA-04 9662 10009980,05 315300,79 00° 05' 21.86" 76° 40' 00.55"
ATA-05 9745 10011988,57 315223,28 00° 06' 26.91" 76° 40' 02.53"
ATA-06 9800 10006846,91 316668,51 00° 03' 42.50" 76° 38' 51.10"
ATA-07 9750 10006748,31 315837,61 00° 03' 39.70" 76° 39' 17.01"
ATA-08 9825 10005109,01 315306,65 00° 02' 46.33" 76° 39' 34.21"
ATA-09 9728 10009025,49 315151,88 00° 04' 53.84" 78° 39' 39.19"
ATA-10D 10211 10010023,39 315273,42 00° 05' 26.32" 76° 39' 35.26"
ATA-11D 10415 10005081,41 315263,79 00° 02' 45.43" 76° 39' 35.57"
ATA-12D 10180 10005062,56 315258,68 00° 02' 45.08" 76° 39' 35.86"
ATA-13 9760 10007262,15 316032,10 00° 03' 56.43" 76° 39' 10.72"
ATA-14 9762 10006589,34 316328,10 00° 03' 34.53" 76° 39' 01.15"
ATA-15 9807 10005204,36 317215,36 00° 02' 49.43" 76° 38' 32.46"
ATA-16 9760 10008294,17 316079,17 00° 04' 30.03" 76° 39' 09.20"
ATA-17 9686 10008101,53 315074,63 00° 04' 23.06" 76° 39' 42.35"
ATA-18 9836 10004154,79 315043,28 00° 02' 15.27" 76° 39' 42.68"
ATA-23 9750 10003018,79 315234,71 00° 01' 37.20" 76° 39' 39.48"
ATA WIW-01 9865 10006810,71 314975,45 00° 03' 41.73" 76° 39' 44.89"
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
Fuente: Departamento de Yacimientos Petroproducción.
14

2.1.2 PARAHUACU
El campo Parahuacu cuenta con 9 pozos perforados hasta la fecha (Mapa
1.3), de los cuales 7 están en producción. Cabe señalar que la producción
de agua de Parahuacu es transportada por Vaccum y reinyectada en el
pozo Atacapi-03 (reinyector).
Pozos productores
Se tiene 7 en total: PRH-01, PRH-02, PRH-04, PRH-05, PRH-07, PRH-08
y PRH-09.
Estos pozos producen tanto de los intervalos “U” y “T” por separado de
sus miembros inferiores y también de Basal Tena.
Pozos abandonados
Se tiene 1 en total: PRH-03 por tener pescado no recuperable en
reemplazo a este se perforó el PRH-3B.
Las coordenadas de los diferentes pozos perforados en el campo
Parahuacu son las siguientes:
Tabla 2. 2 Coordenadas de los pozos campo Parahuacu
PARAHUACU UTM Geográficas
Pozo PT Norte Este Latitud Longitud
(ft)
Norte Oeste
Parah-01 10173 10009171,19 308948,54 00° 01' 48.58" 76° 17' 15,12"
Parah-02 9740 10007191,01 308466,35 00° 03' 53.93" 76° 43' 18.50"
Parah-03 9878 10011068,55 309444,64 00° 06' 00.07" 76° 42' 46.84"
Parah-3B 9974 10011114,66 309427,34 00° 06' 01.57" 75° 42' 47.40"
Parah-04 9850 10013180,33 308985,78 00° 07' 08.77" 76° 43' 01.69"
Parah-05 11200 10006861,48 309096,71 00° 03' 43.21" 76° 42' 58.10"
Parah-07 9930 10008261.94 309380.92 00° 04' 28.98" 76° 42' 48.13"
Parah-08 9970 10009996,96 309368,94 00° 05' 25.21" 76° 42' 49.29"
Parah-09 9850 10011187,92 309490,99 00° 06' 31.95" 76° 42' 45.34"
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
Fuente: Departamento de Yacimientos Petroproducción.
15

2.2 HISTORIA DE PRODUCCIÓN POR RESERVORIO
En la siguiente tabla 2.3, se muestra la historia de producción por pozo de
los campos desde la fecha en que se inicio la explotación hasta la fecha
en que fue contabilizada.
Tabla 2. 3 Producción acumulada por pozo
ATACAPI
G-2
Fecha de contabilización Pozo
16
Produc. Acum.
(bls)
01/07/1999 Atac-01 270.789
Total 270.789
Napo (U)
01/08/1991 Atac-03 454.767
01/06/1982 Atac-05 289.783
Total 744.550
"T" superior
29/02/2008 Atac-13 50.162
16/12/2004 Atac-15 59.521
Total 109.683
"T" inferior
30/09/2005 Atac-07 3.626.693
29/02/2008 Atac-10D 132.978
30/11/2005 Atac-15 159.033
29/02/2008 Atac-16 480.026
26/11/2004 Atac-17 31.908
29/02/2008 Atac-18 520.810
29/02/2008 Atac-23 1.085.955
Total 6.037.402
"T"s + "T"i
29/02/2008 Atac-08 4.092.941
Total 4.092.941
"U"
29/02/2008 Atac-01 6.990.613
29/02/2008 Atac-02 4.844.012
07/06/2004 Atac-04 5.243.815
08/11/2004 Atac-09 220.024
12/05/2003 Atac-10D 86.586
Total 17.385.050
"U" superior
31/10/2005 Atac-04 5.370
31/08/2007 Atac-12D 624
29/02/2008 Atac-14 46.539
Total 52.533

"U" inferior
Fecha de contabilización Pozo Produc. Acum.
(bls)
28/02/2006 Atac-02 672.507
21/08/2005 Atac-04 63.477
29/02/2008 Atac-07 571.704
29/02/2008 Atac-09 942.640
29/02/2008 Atac-11D 889.056
31/07/2007 Atac-12D 118.552
31/03/2007 Atac-13 399.149
28/02/2007 Atac-14 540.109
29/02/2008 Atac-15 647.143
29/02/2008 Atac-17 836.322
Total 5.680.658
31/01/2006
"U"s + "U"i
Atac-10D 162.690
31/05/2007 Atac-12D 148.397
Total 311.087
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
Fuente: Yacimientos Petroproducción.
PARAHUACU
Basal Tena
Fecha de contabilización Pozo Produc. Acum.
(bls)
01/12/1987 PRH-02 17.999
29/02/2008 PRH-04 1.141.779
Total 1.159.778
01/06/1990
Napo (T)
PRH-02 1.003.945
01/12/1985 PRH-03 617.600
Total
"T"
1.621.545
29/02/2008 PRH-01 6.194.502
01/07/1997 PRH-05 1.775.620
29/03/2005 PRH-08 257.363
Total
"T" superior
8.227.485
31/01/2008 PRH-09 14.152
Total
"T" inferior
14.152
30/09/2005 PRH-3B 32.025
29/02/2008 PRH-05 1.326.087
27/10/2004 PRH-07 204.926
29/02/2008 PRH-08 1.154.336
Total 2.717.374
17

"T"s + "T"i
Fecha de contabilización Pozo Produc. Acum.
(bls)
29/02/2008 PRH-07 572.528
Total 572.528
30/06/2007
"U" + "T" (U)
PRH-3B 11.187
Total
"U" inferior
11.187
29/02/2008 PRH-02 776.091
17/12/2003 PRH-3B 59.288
30/09/2007 PRH-09 265
Total
"U"i + "T"i (U)
835.644
28/02/2006 PRH-3B 1.777
Total 1.777
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
Fuente: Departamento de Yacimientos Petroproducción.
2.2.1 GRÁFICOS DE PRODUCCIÓN DE FLUIDOS
En las siguientes tablas y gráficos se muestran las producciones anuales
de fluidos del campo Atacapi / Parahuacu
Tabla 2. 4 Historial de producción del campo Atacapi
Año Petróleo Gas Agua
(Bls) (MPCS) (Bls)
1978 2.521 338 5
1979 1.519.580 281.594 17.093
1980 1.484.473 326.339 48.745
1981 1.674.508 261.283 106.025
1982 1.522.747 284.106 102.197
1983 1.904.464 283.413 164.148
1984 1.454.879 156.876 408.422
1985 1.005.104 157.790 550.740
1986 716.754 133.833 414.471
1987 282.367 60.464 293.092
1988 593.146 182.627 553.533
1989 540.513 198.429 658.832
1990 509.576 185.695 720.378
1991 369.255 116.390 618.648
1992 372.347 88.235 553.949
1993 324.185 60.349 542.369
18

Año Petróleo Gas Agua
(Bls) (MPCS) (Bls)
1994 312.862 61.159 541.161
1995 290.454 88.904 540.299
1996 293.355 81.441 604.145
1997 612.646 209.300 539.041
1998 1.163.094 719.686 618.487
1999 1.383.343 370.145 648.138
2000 1.706.052 780.830 505.108
2001 1.996.687 1.050.004 1.067.423
2002 1.507.110 872.834 1.713.134
2003 1.298.070 1.175.972 2.289.862
2004 2.144.329 1.692.290 2.997.407
2005 3.465.813 2.320.502 4.428.579
2006 2.444.459 594.534 3.110.390
2007 1.562.692 263.903 3.007.256
Fuente: Procesos Técnicos de Petroproducción.
Interpretación
En la tabla se observa que la máxima producción de Atacapi fue en el año
2005 con 3.465.813 Bls de petróleo, mientras que en al año 2007 hubo
una disminución de mas de la mitad de la producción llegando a
1.562.692 Bls.
Fig. 2. 1 Producción vs. Tiempo del campo Atacapi
Elaborado por: César Chávez.
19

Tabla 2. 5 Historial de producción del campo Parahuacu
.
Año Petróleo Gas Agua
(Bls) (MPCS) (Bls)
1978 93.296 13.116 833
1979 1.020.641 230.252 9.063
1980 860.434 223.894 9.697
1981 823.187 191.038 4.852
1982 803.873 157.716 3.740
1983 785.740 210.915 8.255
1984 726.569 148.299 8.924
1985 562.151 102.004 4.824
1986 177.123 30.574 492
1987 183.561 33.338 19.548
1988 320.588 70.995 23.471
1989 415.361 97.303 27.269
1990 385.076 94.021 12.979
1991 262.281 63.444 157
1992 318.423 114.054 705
1993 289.075 100.404 360
1994 348.692 209.333 703
1995 263.863 274.150 689
1996 189.688 120.079 1.011
1997 436.627 181.345 3.508
1998 788.395 973.707 1.721
1999 593.374 328.969 2.223
2000 463.107 324.591 3.045
2001 481.218 367.927 2.801
2002 547.871 353.903 3.457
2003 523.026 391.822 4.216
2004 468.062 102.077 8.243
2005 660.075 182.551 14.197
2006 586.180 105.543 7.537
2007 674.111 134.576 23.118
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
Fuente: Procesos Técnicos de Petroproducción.
Interpretación
En la tabla se observa que la máxima producción alcanzada de
Parahuacu fue en el año 1998 con 788.395 Bls de petróleo, mientras que
en al año 2007 la producción fue de 674.111 Bls.
20

Fig. 2. 2 Producción vs. Tiempo del campo Parahuacu
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
Fuente: Oil Field Manager (OFM).
2.2.2 PRODUCCIÓN ACTUAL
Atacapi
La producción promedio del campo Atacapi a Febrero del 2008 (Tabla
2.6) es de 3748 BPPD; los mismos que proceden de Napo “U” 2170 bls y
Napo “T” 1578 bls; el corte de agua promedio es de 73.06 %.
21

Tabla 2. 6 Reporte mensual de producción campo Atacapi
Pozo
Yacimiento
API
22
Petróleo
(bls)
Agua
(bls)
Gas
(MPCS)
ATA-01 Arena "U" 32,5 6.737 23.474 518
ATA-02 Arena "U" 31,7 7.374 29.869 722
ATA-07 "U" inferior 28,9 15.497 7.293 2.928
ATA-08 "T"s + "T"i 32,4 6.535 15.247 666
ATA-09 "U" inferior 33,1 2.354 9.416 160
ATA-10D "T" inferior 31,8 5.518 30.785 331
ATA-11D "U" inferior 31,0 15.426 39.667 2.932
ATA-13 "T" superior 33,0 4.024 487 250
ATA-14 "U" superior 31,5 2.245 23 449
ATA-15 "U" inferior 29,2 5.893 30.936 554
ATA-16 "T" inferior 35,2 9.325 53.679 1.137
ATA-17 "U" inferior 32,0 7.408 4.540 718
ATA-18 "T" inferior 33,1 5.400 33.172 588
ATA-23 "T" inferior 32,2 14.950 16.196 3.346
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
Total
"U" 62.934 145.218 8.982
"T" 45.751 149.567 6.319
Mensual 108.685 294.784 15.300
Fuente: Departamento de Yacimientos Petroproducción.
El mecanismo de producción que permite extraer el petróleo es empuje de
agua combinado con expansión de fluidos y roca, predominando el
primero.
Estos mecanismos se los puede deducir del comportamiento de
producción de los yacimientos.
Parahuacu
La producción promedio del campo Parahuacu a febrero del 2008 (Tabla
2.7) es de 1880 BPPD; los mismos que proceden de Basal Tena 142 bls,
Napo “U” 235 bls y Napo “T” 1503 bls. El BSW promedio es de 3.24 %.

Tabla 2. 7 Reporte mensual de producción campo Parahuacu
Pozo
Yacimiento
o
API
23
Petróleo
(bls)
Agua
(bls)
Gas
(MPCS)
PRH-01 Arena "T" 34,0 11924 72 2719
PRH-02 "U" inferior 32,0 6801 41 687
PRH-04 Basal Tena 33,2 4121 25 285
PRH-05 "T" inferior 33,5 5344 1578 507
PRH-07 "T"s + "T"i 33,5 15416 31 4551
PRH-08 "T" inferior 33,3 10913 77 1857
Total
Basal Tena 4121 25 285
"U" 6801 41 687
"T" 43597 1758 9633
Mensual 54519 1824 10605
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
Fuente: Departamento de Yacimientos Petroproducción.
El mecanismo de producción que permite la extracción del petróleo es
una combinación de empuje natural del acuífero y la expansión de fluidos
y roca, este comportamiento se observa para los yacimientos “U” y “T” de
la formación Napo.
En el yacimiento Basal Tena se observa igual comportamiento pero de
una manera más débil.
2.2.3 PRODUCCIÓN ACUMULADA POR YACIMIENTO
La producción acumulada a febrero de 2008 (Tabla 2.8), para el campo
Atacapi es de 34.687 MMBN, mientras que de Parahuacu es 15.161
MMBN.

Tabla 2. 8 Producción acumulada por reservorio
Yacimiento
Petróleo
(bls)
Atacapi
24
Agua
(bls)
Gas
(MPCN)
G-2 273659 307644 72433
Napo 744.550 19.436 310.695
"T" superior 109.683 56.353 69.599
"T" inferior 6.037.402 6.448.055 3.411.261
"T"s + "T"i 4.092.941 3.547.200 2.277.888
"U" 17.385.050 12.854.972 3.663.466
"U" superior 52.533 21.896 4.034
"U" inferior 5.680.658 5.614.055 2.612.119
"U"s + "U"i 311.087 106.153 163.365
Total 34.687.562 28.975.764 12.584.859
Yacimiento
Parahuacu
Petróleo
(bls)
Agua
(bls)
Gas
(MPCN)
Basal Tena 1.159.778 33.271 260.865
Napo 1.621.545 74.419 334.662
"T" 8.227.485 37.833 2.647.023
"T" superior 14.152 271 5.862
"T" inferior 2.717.374 45.794 1.475.486
"T"s + "T"i 572.528 9.194 164.246
"U" + "T" 11.187 3.581 366
"U" inferior 835.644 11.028 514.733
"U"i + "T"i 1.777 44 0
Total 15.161.471 215.433 5.403.243
Elaborado por César Chávez / Luis Mata.
Fuente: Yacimientos Petroproducción
2.3 REVISIÓN DE LAS FACILIDADES DE PRODUCCIÓN
En la siguiente tabla (Tabla 2.9), se muestran los equipos y accesorios
que conforman las facilidades de producción en superficie.

Tabla 2. 9 Facilidades de producción campos Atacapi y Parahuacu
UBICACIÓN
Manifolds
y
Separadores
Tanques
Bombas
LACT
Válvulas
Nuevo
sistema
Power Oil
ELEMENTO EQUIPO
COMPONENTE
Baterías de manifolds
4 de 5 pozos.
1 Separador.
1 Separador.
1 Separador FWKO.
Tanque de lavado.
Tanque de surgencia
cap. 5.127 bls.
Tanque empernado.
2 bombas transf.
(LACT) eléctricas.
1 Bomba
Dual 6" x 150 meter
station bidirectional
Rover 12.000 BPD.
2 Medidores de
desplazamiento
positivo.
2 Válvulas de succión
para Power. Oil.
2 Válvulas de succión
para transferencia.
Drenaje tanque
surgencia 1 válvula.
Drenaje tanque
lavado 2 válvulas.
Drenaje tanque
surgencia 1 válvula.
Tanque de lavado
desconectado.
2 válvulas.
1 Bomba horizontal
motor 800 HP
Wood Group.
2 Booster Power Oil.
Atacapi
DESCRIPCIÓN
GENERAL
Manifolds.
De prod. 35.000 bls.
De prueba 20.000 bls.
Sep. trifásico
10.000bls.
12.500 bls con cubeto
de cemento.
Cubetos con cemento
Operando.
Surgencia 10.000 bls.
Succión para
transferencia.
Transferencia.
Succión.
Transf. a oleoducto
Shuara.
Contadores.
Ubicadas a 9" y
en tanque de
Surgencia a 12".
Ubicadas a 2" y a 12".
Parte posterior
del tanque.
Parte posterior
del tanque.
Parte posterior
del tanque.
1 a 32" ubicada.
1 a 15" ubicada.
Inyección fluido motriz.
Succión de unidades
Power Oil.
25
ESTADO
ACTUAL
5 No utilizados.
Operando.
Operando.
Nuevo.
Operando.
Operando.
Operando.
Operando.
Operando.
Instaladas (2).
Instalada.
Instaladas (2).
1 Tanque de
surgencia.
Operando.
Operando válvula
de planta.
Operando.
Desconectada sin
tapón y sin línea.
Operando.
Operando.
TRABAJOS
REALIZADOS
NOVEDADES
Trabajan con 38 psi.
Trabaja con 26 psi.
Trabaja con 26 psi.
Instalado + entrega
provisional CPB.
110 ºF.
108 ºF.
108 ºF.
Motores de 100
y 150 HP.
Motor de 50 HP.
Nueva en prueba
cia CPB, 40 HP c/u.
Nueva en prueba
cia CPB, 450 HP c/u.
Bombas transf a
oleoducto Shuara.
Bomba 106 etapas
tipo TI-7-9000
3.900 psi.
Motores 100 hp c/u

UBICACIÓN
Sistema
contra
incendio
Sistema
Reinyección
agua
Atacapi-01
Sistema
Reinyección
agua
Atacapi-03
Sistema
Reinyección
de agua
Generales
UBICACIÓN
Manifold
Bombas de
Transferencia
ELEMENTO EQUIPO
COMPONENTE
2 Motores Detroit.
5 Monitores de agua.
4 Monitores de espum
2 Tanques.
1 Tanque.
Tk empernado
de 5.700 bls.
2 Bombas eléctricas
de 20 HP c/u.
Medidores.
Bomba de 600 hp
Tk empernado de
1.000 bls.
2 Bombas eléctricas
de 40 HP.
Medidor.
Bomba de 600 hp
Calentador de agua
H-101 (a gas).
02 Booster transf.
ATA-01 y ATA-03.
Tk empernado de
1.500 bls.
Generador de
emergencia 604 HP
sala de control.
ELEMENTO EQUIPO
COMPONENTE
DESCRIPCIÓN
GENERAL
Motores de S.C.I.
Monitores S.C.I.
Monitores S.C.I.
Tanques de agua S.C.I
cap. 1.000 y 700 bls.
Tk de espuma
1.100 Gls.
Tk de agua de
Formación.
Bomba de succión.
Contadores.
Bomba Reda
Horizontal, 12.000 Bls
Tk de agua de
formación.
Bomba de succión.
Contador Halliburton.
Bomba Reda
horizontal, 12.000 Bls
Capacidad
5.000 bls/día.
B. transf. a unidades
horizontales.
Tk. agua de formación.
Grupo electrógeno
Monitores, switches.
Parahuacu
DESCRIPCION
GENERAL
2 Baterías Manifold
de 5 pozos. Manifolds (35 psi).
4 Bombas Booster
eléctricas.
2 Medidores de flujo.
Bombas transferencia
a Lago Agrio.
1 Mecánica.
2 Eléctricas.
Succión transferencia
y succión Power Oil.
Contadores en Bls.
Trans. Oleoducto.
Gazo.
100 HP c/u.
26
ESTADO
ACTUAL
Operando.
Operando.
Operando.
Operando.
Operando.
Operando.
Ok.
Opera solo una
2.200 psi.
Ok.
Ok.
Ok.
Nuevo.
Operando.
Fuera de servicio.
Stand by.
Nuevo.
ESTADO
ACTUAL
TRABAJOS
REALIZADOS
NOVEDADES
Otra sin motor, en
reparación.
Instalado + entrega
provisional CPB.
Cambiar ingreso
por parte superior.
Instalado + entrega
Provisional CPB.
TRABAJOS
REALIZADOS
NOVEDADES
7 pozos
Power Oil. 3 manifolds desocupados
50 Hp c/u.
Operando.
Operando.
Operando.
Motor Caterpillar
transfieren con 0.2 BSW.

UBICACIÓN
Válvulas
Tanques
Sistema
Power Oil
Separadores
Sistema
contra
incendio
ELEMENTO EQUIPO
COMPONENTE
DESCRIPCION
GENERAL
27
ESTADO
ACTUAL
4 Válvulas de succión. 6" para succión. Operando. Ninguno.
2 Válvulas de descarga
Válvulas para by-pass.
Tanque de surgencia.
Válvulas tanque
by-pass tanque
de lavado.
Tanque de lavado.
6" para descarga.
Ingreso tanque
Surgencia; salida
Tanque surgencia 10"
Ingreso
salida 10".
6000 bls con cubeto.
Operando.
Operando.
Operando.
Ok.
Tanque de surgencia. 12.548 bls con cubeto. Reparado.
2 Bombas Power Oil
Nacional 3700 psi. Motores de 150 HP c/u
2 Bombas horizontales
schlumberger. Motores de 250 HP c/u
Operando
3700 psi.
Operando
3650 psi.
Bomba eléctrica 5 HP. Sumidero. Operando.
Separador producción
92 o
Capacidad 10000
F, 30 psi. bls/día.
Operando.
Separador prueba
90 o
Capacidad 5000
F, 30 psi. bls/día.
Operando.
1 tanque S.C.I.
1500 bls de agua.
2 tanques para
hidratantes 500 bls c/u.
1 Tanque de espuma
1100 Gls.
1 Bomba de succión
de 10 HP.
2 bombas de agua
de 750 GPM.
1 Motor diesel
50-60 Hz.
1 Motor eléctrico
150 HP.
1 Bomba espuma
50 GPM.
1 Motor diesel 19 HP.
1 Bomba espuma
motor eléctrico.
Ninguno.
Ninguno.
Sistema contra
incendio. Operando. Nuevo.
Sistema contra
incendio. Operando. Nuevo.
Sistema contra
incendio. Operando. Nuevo.
Sistema contra
incendio. Operando. Nuevo.
Sistema contra
incendio. Operando. Nuevo.
Sistema contra
incendio. Operando. Nuevo.
Sistema contra
incendio. Operando. Nuevo.
Sistema contra
incendio. Operando. Nuevo.
Sistema contra
incendio. Operando. Nuevo.
Sistema contra
incendio. Operando. Nuevo.
Fuente: Subgerencia de Operaciones de Petroproducción.
TRABAJOS
REALIZADOS
NOVEDADES
Motores general
y reliance 94-87 etapas.

CAPITULO III
INFORMACIÓN DE LOS RESERVORIOS
3.1 EVALUACIÓN DE PERFILES DE POZOS
Los registros de pozos son técnicas geofísicas que se utilizan en las
operaciones petroleras para obtener una mayor información de los
parámetros físicos y geológicos del pozo, tales como: topes y bases de
las formaciones, litología, cantidad de petróleo móvil, saturación de agua,
resistividad de las rocas, volumen de arcilla, porosidad, espesor neto, etc.
3.2 PROPIEDADES PETROFÍSICAS
3.2.1 POROSIDAD (ø)
La porosidad se define como la relación entre el volumen poroso y el
volumen total de la roca.
Φ = Porosidad
Vp = Volumen poroso
Vt = Volumen total de roca
3.2.1.1 POROSIDAD EFECTIVA
Vp
φ =
Vt
28
(Ec. 3.1)
Es la relación del volumen poroso interconectado con el volumen bruto de
roca.

La porosidad efectiva en areniscas es afectada por el tamaño, distribución
y forma de los granos, empaque, cemento y el contenido de arcillas.
La porosidad efectiva se la obtiene de perfiles eléctricos como también del
análisis convencional de núcleos, esta última es la de mayor confianza.
Las siguientes ecuaciones son utilizadas para el cálculo de la porosidad
efectiva mediante el uso de perfiles de pozos.
φN
−φ
D
φT
= x100
2
Vb −Vs
φT
=
V
Φ
e
e
b
φ = φ 1
= Φ
N
T
29
x100
( −V
)
− Φ
Nsh
sh
* Vsh
La ecuación (3.5) se utiliza solo cuando se tiene el perfil neutrónico.
Donde:
ΦT = Porosidad total (%).
ΦN = Porosidad neutrónica (%).
ΦD = Porosidad density (%).
Φe = Porosidad efectiva (%).
Vb = Volumen bruto (cm 3 ).
Vs = Volumen sólido (cm 3 ).
= Índice de arcilla en la zona de interés (%).
Vsh
Φ Nsh
= Índice de Porosidad (0.35) Herramienta tipo SNP.
(Ec. 3.2)
(Ec. 3.3)
(Ec. 3.4)
(Ec. 3.5)

3.2.1.1 MAPAS DE ISOPOROSIDAD
Los mapas de Isoporosidades fueron elaborados con las porosidades
promedio de los pozos en cada reservorio, y se los utiliza para verificar
zonas de alta porosidad para posibles pozos a perforarse.
A continuación se hace una interpretación de estos mapas a los
reservorios principales.
Arenisca “U” Inferior del campo Atacapi
Haciendo la interpretación de este mapa, la mayor porosidad se presenta
en los pozos ATA-14 y ATA-02 cuyo valor haciende de 19.1 a 19.8 %
respectivamente y están ubicados en el centro de la estructura, luego se
observa una disminución hacia el Norte en el pozo ATA-10D con un valor
del 14%.
Hacia la parte Sur la porosidad disminuye llegando a tener en el pozo
ATA-18 un 15.8 %, luego aumenta a 16.7 % en el pozo ATA-23.
Arenisca “T” Inferior del campo Parahuacu
La máxima porosidad que alcanza este reservorio esta en el pozo PRH-08
con un promedio del 15 % ubicado en el centro de la estructura.
En parte Sur y Norte hay una disminución de 13.6 a 12.8 % en los pozos
PRH-02 y PRH-04.
En el anexo 4 se localizan los mapas de porosidad para cada reservorio
productor.
30

3.2.2 PERMEABILIDAD (k)
La permeabilidad de la roca es una propiedad de la misma y no del fluido
que pasas a través de ella, siempre y cuando el fluido sature el 100% el
espacio poroso de la roca. A continuación la ecuación de Darcy.
Donde:
KA ∆p
q =
µ L
q = Caudal a través del cilindro de arena (Bls/día.)
K = Constante de proporcionalidad (darcys.)
A = Área transversal (pie 2 .)
∆p = Presión diferencial (psi.)
L = Longitud (pie.)
3.2.2.1 PERMEABILIDAD EFECTIVA
31
(Ec. 3.6)
La permeabilidad efectiva de una roca es la permeabilidad de la misma a
un fluido en particular, cuando la saturación de este fluido en la roca es
menor del 100%.
3.2.2.2 PERMEABILIDAD RELATIVA
Es la razón entre la permeabilidad efectiva y la permeabilidad absoluta.
Donde:
Kr = Permeabilidad efectiva
Ke = Permeabilidad efectiva
Ka = Permeabilidad absoluta
Kr =
Ke
Ka
(Ec. 3.7)

3.2.2.3 MAPAS DE ISOPERMEABILIDAD
Estos mapas tienen como objeto ver zonas en las que puede existir mayor
desplazamiento de fluidos, y son elaborados con datos de permeabilidad
obtenidos de los últimos Build up o del análisis de cores.
3.2.3 ESPESOR BRUTO
Es el espesor medido desde el tope a la base de una formación.
3.2.3.1 ESPESOR NETO SATURADO DE PETRÓLEO
Es el espesor que solo contiene petróleo, es decir quitado los niveles de
arcilla (arenisca limpia).
3.2.3.2 MAPAS DE ESPESORES
Estos mapas son utilizados para realizar el cálculo de reservas originales
de petróleo, se debe ubicar el espesor que atravesó el pozo en el
yacimiento sin tomar encuenta las intercalaciones de lutitas o arcillas.
Haciendo la interpretación de este mapa, en la arena “U” inferior del
campo Atacapi se puede observar que el pozo ATA-01 tiene el máximo
espesor y se encuentra ubicado en el centro de la estructura, luego le
siguen los pozos ATA-08 y ATA-12D.
Al Sur de la estructura ocurre una disminución en el pozo ATA-18 para
luego aumentar en el pozo ATA-23.
El pozo ATA-10D que se encuentra perforado al Norte de la estructura
tiene el mínimo espesor del reservorio “U” Inferior.
32

En el campo Parahuacu en cambio se puede observar que el pozo PRH-
08 tiene el máximo espesor del reservorio “T” Inferior localizándose en el
centro de la estructura, luego le sigue el pozo PRH-07.
Los mínimos espesores para este reservorio están en los pozos PRH-04 y
PRH-09 ubicados en la parte Norte, mientras que en la parte Sur se
observa un aumento.
Los mapas de espesores netos para cada reservorio se localizan en el
anexo 4.
3.2.4 SATURACIÓN DE FLUIDOS
Es la fracción de volumen poroso ocupada por cualquier fluido ya se
agua, petróleo o gas.
Donde:
Sf = Saturación de fluido.
Vf = Volumen de fluido.
Vp = Volumen poroso.
Vf
Sf =
Vp
33
(Ec. 3.8)
3.2.4.1 SATURACIÓN IRREDUCTIBLE DEL AGUA Y DEL PETRÓLEO
La saturación de agua irreductible es aquella que se encuentra en el
reservorio y no se mueve hacia la superficie en la fase de producción.
La saturación de petróleo residual es el porcentaje de petróleo que queda
remanente en el reservorio que no se mueve hacia la superficie en la fase
de producción.

3.2.4.2 SATURACIONES INICIALES DE PETRÓLEO Y AGUA
La saturación inicial es el porcentaje de fluido que se encuentra en el
reservorio al inicio de la producción, esta es sacada de los perfiles de
pozos.
Donde:
So = Saturación de petróleo.
Sw = Saturación de agua.
So = 1 – Sw
3.3 PROCEDIMIENTO PARA LA EVALUACIÓN DE PERFILES
34
(Ec. 3.9)
La evaluación de perfiles eléctricos se la realizó con el programa
Interactive Petrophisics (IP) de la compañía Schlumberger.
Los valores de resistividad del agua (Rw)
fueron determinados a partir de
las salinidades del agua con la carta Gen-9 (Anexo 5) luego corregidas
para la temperatura del reservorio, y también se aplicó la siguiente
ecuación.
Donde:
R
2
⎛ T1
+ 6.
77
= R ⎜ 1
⎝ T2
+ 6.
77
R2 = Resistividad a la temperatura de corrección.
R1 = Resistividad conocida
T1 = Temperatura @ R1
T2 = Temperatura @ R2
⎞
⎟
⎠
(Ec. 3.10)

Porosidad a partir del perfil de densidad
Donde:
Φ D : Porosidad de densidad.
ma
Φ
D
ρ
=
ρ
ρ : Densidad de matriz (2.65 gr/cm 3
).
ρb
: Densidad del registro.
ρ f : Densidad del fluido (1.00 gr/cm 3
Porosidad a partir del perfil Sónico
Donde:
Φ s : Porosidad sónica.
Φ
s
).
∆t
=
∆t
b
f
35
ma
ma
− ρ
− ρ
− ∆t
− ∆t
∆ t ma : Tiempo de transito de la matriz (55.5 µs/ft).
∆ t b : Tiempo de transito de registro.
∆ t f : Tiempo de transito del fluido (189 µs/ft).
Porosidad a partir del perfil Neutrónico
Donde:
Φ NC : Porosidad neutrónica corregida.
Φ
NC
b
f
ma
ma
Φ N + 4
=
100
Φ N : Porosidad neutrónica de registro (%).
(Ec. 3.11)
(Ec. 3.12)
(Ec. 3.13)

Para el cálculo del volumen arcilla se utilizó la siguiente ecuación.
Donde:
V
sh
GR − GR
=
GR − GR
GR: Es el Gama ray de la zona de interés y se lo saca cada 4 pies.
GRclean: Es el Gamma ray limpio, es decir el Gamma ray mínimo.
GRsh
S
w
sh
: Es el Gamma ray de la arcilla, es decir el Gamma ray máximo.
⎛ aRw
=
⎜
m
⎝φ
e R
36
t
clean
⎞
⎟
⎠
clean
1
n
(Ec. 3.14)
En los cálculos de saturación de agua existen muchos modelos
matemáticos desarrollados.
Para arenas consolidadas el modelo más conocido es el de Archie, sin
embargo para arenas de la Cuenca Oriente se utiliza el modelo Indonesia,
mientras que para las calizas el modelo que mejor se ajusta es el de
Simandoux junto a otras consideraciones y correlaciones especiales.
Archie
Simandoux
2
m
Vcl φe
1 1
∆ = + 4 2
Rcl 1−
Vcl R R
S
w
Vcl
+ ∆
=
Rcl
m
φe
1
2
1−
Vcl R
w
w
w
(Ec. 3.15)
(Ec. 3.16)
(Ec. 3.17)

Indonesia
S
w
1
=
Vcl
1−
2
1
R
t
37
Vcl
Rcl
+
φ
e
R
w
(Ec. 3.18)
Para el cálculo de la saturación de agua, las constantes utilizadas son:
Donde:
a
F =
φ
m
Rocas a m n
Carbonatadas 1 2 2
Areniscas consolidadas 0.81 2 2
Areniscas no consolidadas 0.62 2.15 2
a: Factor de tortuosidad
m: Exponente de cementación
n: Porosidad o exponente de saturación
(Ec. 3.19)
En la evaluación de perfiles, para determinar el espesor neto saturado de
petróleo, el intervalo debe cumplir con los siguientes parámetros de corte
denominados Cutoffs.
Porosidad > 8 %
Volumen de arcilla < 50 %
Saturación de agua < 50 %

3.3.1 PASOS PARA LA EVALUACION CON EL PROGRAMA IP
1. Se crea una carpeta con el nombre del proyecto en este caso
IP_Atacapi (ejemplo), dentro de esta va ir subcarpetas de nombre
Database, Input, Output y Formulas.
Database.- Aquí se guardan todos los pozos del proyecto.
Input.- En esta se carga toda la data en codigo ASCII de los pozos.
Output.- Aquí se guardan todas las curvas generadas por el programa.
Formulas.- Si se quiere insertar una ecuación diferente, se guarda aqui.
2. Al ingresar al programa se hace clic en File con el objeto de cargar la
carpeta creada de nombre Database.
Fig. 3. 1 Programa Interactive Petrophisics (IP)
3. Con la opcion Input/Output (Fig. 3.2) se carga la data del pozo a
evaluar, para la explicación de este programa se carga el pozo ATA-04
38

Fig. 3. 2 Ventana Input / Output
4. Aparece la siguiente ventana (Fig. 3.3) en la cual se llena los datos
que requiere el programa, hecho esto se da un clic en Load.
Fig. 3. 3 Ingreso de datos
39

5. Se escoge la opcion Creative New Plot para crear el registro
compuesto (Fig. 3.4).
6. Usando las diferentes opciones se realiza los cambios de escala a las
curvas, se adiciona nuevas curvas, se selecciona zonas posibles de
arena, etc.
Fig. 3. 4 Registro compuesto
7. Siguiendo con el proceso, se da un clic en Clay Volumen.
Esta opción es utilizada para calcular el volumen de arcilla, se selecciona
el GRmin, GRmax y la zona a evaluar.
Para el caso del ejemplo a seguir, se esta evaluando el intervalo Napo “U”
inferior del pozo ATA – 04.
40

En este pozo se puede observar una deflexión a la izquierda del SP con
un GR mínimo y la curva de resistividad SN alta (Fig. 3.5).
A simple vista se observa que es un reservorio que puede contener
hidrocarburos.
Fig. 3. 5 Cálculo del volumen de arcilla
8. Se escoge la opción Porosidad y Saturación de Agua, y se despliega
un registro con las curvas: RHOB (Density), IL (Resistividad), Rwa
(Resistividad del agua), Sw (Saturación de agua), PHI (Porosidad),
VWCL, PHIE y VSILT (Fig. 3.6).
41

Fig. 3. 6 Cálculo de la porosidad y saturación de agua
9. Se debe ingresar los parámetros del fluido tales como Rw y Rmf con
su respectiva temperatura corregida (Fig. 3.7).
Fig. 3. 7 Parámetros del fluido: Rw y Rmf
10. Posteriormente se ingresan los parámetros de corte (Fig. 3.8)
Porosidad > = 0.08
Saturación de agua < = 0.50
Volumen de arcilla < = 0.50
42

Fig. 3. 8 Parámetros de corte (Cutoff)
11. Se escoge la opción Cutoffs and Sumation (Fig. 3.9) y se tiene un
registro que muestra la zona de pago (color rojo), el mismo que será
cañoneado posteriormente para que el pozo entre en producción.
Las diferentes curvas que muestra este último registro son las siguientes:
Track 3: PHIE (Porosidad efectiva)
Track 4: Sw (Saturación de agua)
Track 5: VDCL (Volumen de arcilla)
12. Finalmente se da un clic en resultados (Fig. 3.10)
43

Fig. 3. 9 Cálculo de la zona de pago
Fig. 3. 10 Cuadro de resultados
En la tabla 3.1 se detalla los resultados de la interpretación petrofísica que
se realizó al pozo ATA-04 durante la explicación de este software.
44

Tabla 3. 1 Resultados de la evaluación petrofísica del pozo ATA-04
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
Fuente: Departamento de Yacimientos de Petroproducción.
Con los resultados de la Evaluación Petrofísica por pozo (Tabla 3.2 y 3.4),
se realizó un promedio de los parámetros para el campo en general
(Tabla 3.3 y 3.5).
Tabla 3. 2 Evaluación petrofísica por pozo campo Atacapi
POZO
ATA-01
POZO
ATA-02
POZO
ATA-03
Zona Tope Base ht ho Ø Sw
(pies) (pies) (pies) (pies) (%) (%)
U superior 9230 9297 67 9,00 15,5 30,8
U inferior 9338 9390 52 32,00 16,9 18,6
T superior 9490 9545 55 16,00 12,7 35,0
T inferior 9545 9585 40 13,00 11,2 34,6
EMR
(ft)
964
EMR
(ft)
954
EMR
(ft)
958
YACIMIENTO TOPE BASE ht ho Ø Sw
(ft) (ft) (ft) (ft) (%) (%)
U SUPERIOR 9260 9326 66,0 13 12,1 29,8
U INFERIOR 9370 9446 76,0 45 16,9 23,7
T SUPERIOR 9518 9564 46,0 16 11,8 34,0
T INFERIOR 9564 9619 55,0 40 14,0 30,1
YACIMIENTO TOPE BASE ht ho Ø Sw
(ft) (ft) (ft) (ft) (%) (%)
U SUPERIOR 9270 9342 72,0 18 14,1 33,4
U INFERIOR 9380 9432 52,0 19 19,8 41,4
T SUPERIOR 9527 9592 65,0 8 16,4 43,0
T INFERIOR 9592 9641 49,0 5 9,0 33,0
YACIMIENTO TOPE BASE ht ho Ø Sw
(ft) (ft) (ft) (ft) (%) (%)
U SUPERIOR 9296 9360 64,0 9 15,1 40,5
U INFERIOR 9408 9449 41,0 4 16,4 48,5
T SUPERIOR 9543 9593 50,0 4 13,5 59,0
T INFERIOR 9593 9646 53,0 7 14,3 41,0
45

POZO
ATA-04
POZO
ATA-05
POZO
ATA-06
POZO
ATA-07
EMR
(ft)
946
EMR
(ft)
993
EMR
(ft)
967
EMR
(ft)
951
YACIMIENTO TOPE BASE ht ho Ø Sw
(ft) (ft) (ft) (ft) (%) (%)
U SUPERIOR 9230 9297 67,0 9 15,5 30,8
U INFERIOR 9338 9390 52,0 32 16,9 18,6
T SUPERIOR 9490 9545 55,0 16 12,7 35,0
T INFERIOR 9545 9585 40,0 13 11,2 34,6
YACIMIENTO TOPE BASE ht ho Ø Sw
(ft) (ft) (ft) (ft) (%) (%)
U SUPERIOR 9346 9411 65,0 4 13,6 44,8
U INFERIOR 9447 9487 40,0 19 18,6 2,8
T SUPERIOR 9581 9636 55,0 8 11,8 30,0
T INFERIOR 9636 9682 46,0 3 11,5 30,9
YACIMIENTO TOPE BASE ht ho Ø Sw
(ft) (ft) (ft) (ft) (%) (%)
U SUPERIOR 9298 9353 55,0 6 14,1 43,1
U INFERIOR 9396 9443 47,0 16 14,4 39,2
T SUPERIOR 9542 9594 52,0 19 14,4 36,0
T INFERIOR 9594 9656 62,0 13 11,2 34,5
YACIMIENTO TOPE BASE ht ho Ø Sw
(ft) (ft) (ft) (ft) (%) (%)
U SUPERIOR 9262 9330 68,0 18 13,9 35,3
U INFERIOR 9370 9422 52,0 14 14,9 36,2
T SUPERIOR 9523 9552 29,0 8 8,7 48,0
T INFERIOR 9552 9621 69,0 48 15,9 24,2
EMR
TOPE BASE ht ho Ø Sw
POZO (ft) YACIMIENTO (ft) (ft) (ft) (ft) (%) (%)
U SUPERIOR 9282 9346 64,0 16 14,2 36,6
U INFERIOR 9380 9441 61,0 37 16,2 32,9
T SUPERIOR 9540 9582 42,0 21 13,2 54,0
ATA-08 970 T INFERIOR 9582 9664 82,0 44 14,3 20,4
POZO
ATA-09
POZO
ATA-10D
EMR
(ft)
962
EMR
(ft)
962
YACIMIENTO TOPE BASE ht ho Ø Sw
(ft) (ft) (ft) (ft) (%) (%)
U SUPERIOR 9274 9338 64,0 6 10,5 48,5
U INFERIOR 9376 9430 54,0 34 16,5 26,5
T SUPERIOR 9525 9578 53,0 4 8,5 56,0
T INFERIOR 9578 9628 50,0 12 11,5 45,8
YACIMIENTO TOPE BASE ht ho Ø Sw
(ft) (ft) (ft) (ft) (%) (%)
U SUPERIOR 9270 9340 70,0 12 11,5 36,0
U INFERIOR 9373 9418 45,0 9 14,0 37,6
T INFERIOR 9565 9615 50,0 20 13,0 35,0
46

POZO
ATA-11D
POZO
ATA-12D
POZO
ATA-13
POZO
ATA-14
POZO
ATA-15
POZO
ATA-16
POZO
ATA-17
EMR
(ft)
978
EMR
(ft)
978
EMR
(ft)
978
EMR
(ft)
962
YACIMIENTO TOPE BASE ht ho Ø Sw
(ft) (ft) (ft) (ft) (%) (%)
U SUPERIOR 9290 9338 48,0 11 12,6 36,5
U INFERIOR 9388 9449 61,0 18 18,0 36,0
T INFERIOR 9609 9670 61,0 30 14,0 32,7
YACIMIENTO TOPE BASE ht ho Ø Sw
(ft) (ft) (ft) (ft) (%) (%)
U SUPERIOR 9289 9340 51,0 10 13,0 34,5
U INFERIOR 9374 9446 72,0 36 15,0 32,0
T INFERIOR 9590 9660 70,0 48 14,0 37,5
YACIMIENTO TOPE BASE ht ho Ø Sw
(ft) (ft) (ft) (ft) (%) (%)
U SUPERIOR 9256 9318 62,0 13 11,8 35,0
U INFERIOR 9357 9418 61,0 30 16,5 20,8
T SUPERIOR 9508 9553 45,0 8 16,0 35,0
YACIMIENTO TOPE BASE ht ho Ø Sw
(ft) (ft) (ft) (ft) (%) (%)
U SUPERIOR 9262 9322 60,0 12 11,9 17,9
U INFERIOR 9370 9414 44,0 27 19,1 17,2
EMR YACIMIENTO TOPE BASE ht ho Ø Sw
(ft)
(ft) (ft) (ft) (ft) (%) (%)
U SUPERIOR 9320 9376 56,0 11 17,8 22,7
1000 U INFERIOR 9412 9468 56,0 33 16,7 26,7
T INFERIOR 9598 9671 73,0 21,5 12,8 23,8
EMR
(ft)
941
EMR
(ft)
900
YACIMIENTO TOPE BASE ht ho Ø Sw
(ft) (ft) (ft) (ft) (%) (%)
U SUPERIOR 9203 9269 66,0 17 11,8 21,5
U INFERIOR 9315 9362 47,0 16 15,0 27,0
T INFERIOR 9496 9580 84,0 31 14,0 26,9
YACIMIENTO TOPE BASE ht ho Ø Sw
(ft) (ft) (ft) (ft) (%) (%)
U SUPERIOR 9214 9282 68,0 10 13,0 18,0
U INFERIOR 9329 9367 38,0 27 16,0 18,0
T SUPERIOR 9462 9514 52,0 6 11,5 36,0
T INFERIOR 9514 9565 51,0 10 15,0 25,0
47

POZO
ATA-18
POZO
ATA-23
EMR
(ft)
939
EMR
(ft)
905
YACIMIENTO TOPE BASE ht ho Ø Sw
(ft) (ft) (ft) (ft) (%) (%)
U SUPERIOR 9270 9334 64,0 6 11,8 45,0
U INFERIOR 9364 9417 53,0 17 15,8 28,8
T INFERIOR 9562 9636 74,0 38 13,6 21,3
YACIMIENTO TOPE BASE ht ho Ø Sw
(ft) (ft) (ft) (ft) (%) (%)
U INFERIOR 9309 9360 51,0 32 16,7 17,1
T SUPERIOR 9450 9506 56,0 8 11,4 31,6
T INFERIOR 9506 9568 62,0 34 16,5 14,2
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
Fuente: Departamento de Yacimientos de Petroproducción.
Tabla 3. 3 Parámetros petrofísicos promedios del campo Atacapi
ho
Ø Sw
YACIMIENTO (ft) (%) (%)
U SUPERIOR 11,17 13,24 33,88
U INFERIOR 24,47 16,49 27,95
T SUPERIOR 10,83 12,49 41,47
T INFERIOR 24,56 13,28 30,05
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
Fuente: Departamento de Yacimientos de Petroproducción.
Tabla 3. 4 Evaluación petrofísica por pozo campo Parahuacu
POZO
PRH-01
POZO
PRH-02
EMR
(ft)
992
EMR
(ft)
867
YACIMIENTO TOPE BASE ht ho Ø Sw
(ft) (ft) (ft) (ft) (%) (%)
BASAL TENA 8815 8855 40 5,5 14,06 35,51
U INFERIOR 9538 9595 57 16,0 11,20 27,75
T SUPERIOR 9668 9748 80 7,0 12,80 34,25
T INFERIOR 9748 9807 59 35,0 12,25 29,30
YACIMIENTO TOPE BASE ht ho Ø Sw
(ft) (ft) (ft) (ft) (%) (%)
BASAL TENA 8690 8720 30 11,5 16,40 37,50
U INFERIOR 9413 9466 53 37,5 12,20 42,50
T SUPERIOR 9560 9610 50 11,0 11,80 42,60
T INFERIOR 9610 9662 52 39,5 13,60 12,80
48

POZO
PRH-03
POZO
PRH-3B
POZO
PRH-04
POZO
EMR
(ft)
1006
EMR
(ft)
1012
EMR
(ft)
980
EMR
(ft)
PRH-07 969
POZO
PRH-08
POZO
PRH-09
EMR
(ft)
1005
EMR
(ft)
987
YACIMIENTO TOPE BASE ht ho Ø Sw
(ft) (ft) (ft) (ft) (%) (%)
BASAL TENA 8804 8826 22 6,0 12,80 39,00
U INFERIOR 9510 9584 74 21,5 11,00 15,10
T SUPERIOR 9678 9717 39 4,5 13,60 42,60
T INFERIOR 9717 9754 37 11,0 11,50 21,10
YACIMIENTO TOPE BASE ht ho Ø Sw
(ft) (ft) (ft) (ft) (%) (%)
BASAL TENA 8828 8846 18 6,0 12,80 38,00
U INFERIOR 9537 9605 68 28,0 11,50 19,60
T INFERIOR 9764 9809 45 17,0 12,00 20,30
YACIMIENTO TOPE BASE ht ho Ø Sw
(ft) (ft) (ft) (ft) (%) (%)
BASAL TENA 8818 8842 24 16,0 15,70 27,00
U INFERIOR 9526 9578 52 18,5 12,60 50,00
T SUPERIOR 9690 9726 36 8,5 11,50 60,50
T INFERIOR 9726 9741 15 8,0 12,80 21,20
YACIMIENTO TOPE BASE ht ho Ø Sw
(ft) (ft) (ft) (ft) (%) (%)
BASAL TENA 8756 8784 28 8,0 12,20 27,90
U MEDIA 9448 9470 22 4,0 12,00 23,00
U INFERIOR 9470 9512 42 12,0 13,00 45,00
T SUPERIOR 9660 9668 8 10,0 11,00 45,00
T INFERIOR 9668 9728 60 44,0 14,00 14,00
YACIMIENTO TOPE BASE ht ho Ø Sw
(ft) (ft) (ft) (ft) (%) (%)
BASAL TENA 8804 8830 26 11,0 15,30 33,70
U MEDIA 9488 9512 24 2,2 14,10 22,50
U INFERIOR 9512 9560 48 15,0 13,00 11,00
T SUPERIOR 9661 9668 7 1,0 9,80 48,20
T INFERIOR 9668 9728 60 45,0 15,00 18,20
YACIMIENTO TOPE BASE ht ho Ø Sw
(ft) (ft) (ft) (ft) (%) (%)
U INFERIOR 9535 9578 43 8,0 11,30 22,70
T SUPERIOR 9682 9722 40 5,0 12,60 38,00
T INFERIOR 9722 9780 58 9,0 14,30 26,40
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
Fuente: Departamento de Yacimientos de Petroproducción.
49

Tabla 3. 5 Parámetros petrofísicos promedios del campo Parahuacu
Ho Ø K Sw
YACIMIENTO (ft) (%) (md) (%)
BASAL TENA 9,1 14,18 200 33,80
U 22,7 12,18 300 26,00
T 31,7 12,53 100 33,38
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
Fuente: Departamento de Yacimientos de Petroproducción.
3.4 ANÁLISIS PVT
Los estudios PVT se llevan a cabo con el propósito de analizar los
yacimientos, y partiendo de los resultados de estos estudios, determinar
los diversos parámetros y metodologías que se desarrollarán para poner a
producir el yacimiento. El muestreo de fluidos se realiza al principio de la
vida productiva del yacimiento.
3.4.1 PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS
El conocimiento de estas propiedades es el comienzo del entendimiento
del comportamiento del yacimiento a partir del cual se puede pronosticar
el funcionamiento del mismo.
Las propiedades se determinan a partir de muestras de fondo a
condiciones del yacimiento, y cuando no se disponen de datos de
laboratorio se utilizan correlaciones.
3.4.1.1 FACTOR VOLUMÉTRICO DEL PETRÓLEO (Bo)
Se define como el volumen en barriles que un barril a condiciones
standard ocupa en el yacimiento, es decir, a la temperatura del yacimiento
y con el gas disuelto que puede tener el petróleo a esa presión.
50

3.4.1.2 FACTOR VOLUMÉTRICO DEL GAS (Bg)
El factor volumétrico del gas Bg, relaciona el volumen del gas en el
yacimiento al volumen del mismo en la superficie, es decir, a condiciones
normales de presión y temperatura, generalmente se expresa en pies
cúbicos o barriles de volumen en el yacimiento por pie cúbico de gas a
condiciones normales.
Donde:
Bg = 0.
02829
Bg = Factor volumétrico del gas, p 3 /PCS
z = Factor de desviación
T = Temperatura del reservorio, o R
P = Presión del reservorio, psi
3.4.1.3 RELACIÓN DE SOLUBILIDAD (Rs)
51
zT
P
(Ec. 3.20)
Es la cantidad de gas que se encuentra en solución en un petróleo crudo
a determinadas condiciones de presión y temperatura. Se expresa en pies
cúbicos de gas a condiciones normales por un barril de petróleo a
condiciones normales.
3.4.1.4 VISCOSIDAD DEL PETRÓLEO (µo)
Es la resistencia que tiene el petróleo al movimiento y esta depende de la
presión, temperatura, densidad, cantidad de gas en solución y de la
composición química.

3.4.1.5 PRESIÓN INICIAL Y DE SATURACIÓN
La presión inicial (Pi) se la define como la presión con la que el yacimiento
inicia su vida productiva, mientras que la presión de saturación (Pb) es
aquella en donde empieza a liberarse gas en el yacimiento.
Atacapi
La arenisca “U”, la de mayor importancia por sus reservas, la presión
inicial fue de 4012 psi y el valor actual es de 3100 psi, el decremento es
pequeño 500 psi, evidenciándose el soporte del acuífero en el yacimiento.
El yacimiento Napo “T” tuvo una presión inicial de 3970 psi y la presión
actual es de 3200 psi.
Parahuacu
Para el campo Parahuacu la presión en el yacimiento Basal Tena, ha
disminuido durante la vida del campo de 3917 psi a 1547 psi.
La presión en el reservorio Napo “U” ha disminuido desde 3600 psi a 2513
psi, teniendo una disminución de presión de 1087 psi.
En el yacimiento Napo “T”, los datos demuestran una disminución
razonable de una presión inicial de 4150 psi a una presión promedio de
2513 psi, es decir una diferencia de 1637 psi.
En el anexo 6 se muestra el historial de las pruebas de presión de los
campos en estudio.
52

3.4.1.6 COMPOSICIÓN Y DENSIDAD DEL PETRÓLEO (ρo)
La composición del petróleo a condiciones de superficie es
completamente diferente que a condiciones de yacimiento, principalmente
debido a la liberación de metano, etano en solución y a la vaporización de
fracciones de propanos, butanos y pentanos a medida que la presión
disminuye al pasar de condiciones de yacimiento a condiciones normales.
La densidad es la relación de la masa del petróleo más el gas disuelto o
en solución por unidad de volumen.
La densidad varía con la presión y la temperatura, tiene relación con la
densidad del agua a condiciones normales de presión y temperatura.
Los datos de las propiedades de los fluidos fueron tomados de los análisis
PVT hechos para algunos pozos con los cuales se realizó un promedio
para el campo.
En las siguientes tablas que se muestran debajo se resumen estos
valores.
Tabla 3. 6 Propiedades promedio de los fluidos del campo Atacapi
Yacimiento
API
T
F)
( o
Pi
(psi)
P act.
(psi)
Pb
(psi)
53
Rsi
(pcs/bn)
GOR
pcs/bn
Bo
(by/bn)
U 31,20 203 4012 3100 1336 343,39 364 1,173 1,60 1,088
T 33,90 206 3970 3200 1312 475,00 456 1,229 1,10 1,409
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
Fuente: Archivo Técnico Petroproducción.
μo
(cp)
γg

Tabla 3. 7 Propiedades promedio de los fluidos del campo Parahuacu
Yacimiento
API
T
F)
( o
Pi
(psi)
P act.
(psi)
Pb
(psi)
54
Rsi
(pcs/bn)
GOR
pcs/bn
Bo
(by/bn)
Basal Tena 33,20 184 3917 1547 820 183,48 504 1,229 1,70 0,927
U 28,00 195 3600 2513 1485 447,92 451 1,219 1,97 1,186
T 32,00 207 4150 2513 1190 324,00 599 1,280 1,13 1,150
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
Fuente: Archivo Técnico Petroproducción.
Tabla 3. 8 Propiedades de los fluidos de los pozos de Parahuacu
Pozo
Yacimiento
API
T
(°F)
Pi
(psi)
P act.
(psi)
Pb
(psi)
GOR
pcs/bn
Bo
(by/bn)
PRH-01 "T" 34,00 204 4150 2422 1480 600 1,300 1,23 1,341
PRH-02 "U" inferior 32,00 195 3600 1911 1485 451 1,219 1,97 1,186
PRH-04 Basal Tena 33,20 184 3917 1547 820 504 1,229 1,70 0,927
PRH-05 "T" inferior 33,50 222 4150 2539 1190 597 1,292 1,34 0,929
PRH-07 "T"s + "T"i 33,50 199 4150 1382 1050 600 1,347 0,82 1,157
PRH-08 "T" inferior 33,30 201 4150 2513 1190 599 1,320 1,15 1,190
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
Fuente: Archivo Técnico Petroproducción
3.5 ANÁLISIS FÍSICO-QUÍMICO DEL AGUA DE FORMACIÓN
Son análisis cuantitativos del agua de los yacimientos y nos indican la
concentración total y las diferentes concentraciones de las sales disueltas,
es decir, nos indican cada uno de los iones presentes en la solución.
μo
(cp)
μo
(cp)
γg
γg

3.5.1 SALINIDAD DE LOS RESERVORIOS
La salinidad es la concentración de cloruro de sodio (NaCl) en el agua de
formación, esta depende de factores como:
- Ambiente de depositación.
- Intercambio iónico que se realiza posterior a la depositación como lo
es la formación Hollín.
- La deshidratación.
El cálculo de la Resistividad del agua de formación (Rw) se lo realizó con
las salinidades y temperaturas promedio para cada yacimiento usando
correlaciones gráficas (Anexo 5).
A continuación se muestran los valores de salinidad y resistividad.
Tabla 3. 9 Salinidades y Resistividades
CAMPO YACIMIENTO
ATACAPI
CAMPO YACIMIENTO
PARAHUACU
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
Fuente: Archivo Técnico Petroproducción.
55
SALINIDAD
(ppm NaCl)
Rw
(OHM-M)
U 60000 - 90000 0,040 @ 198 F
T 80000 - 12000 0,210 @ 206 F
SALINIDAD
(ppm NaCl)
Rw
(OHM-M)
BASAL TENA 52117 0,057 @ 189 F
U 62770 0,047 @ 198 F
T 13367 0,169 @ 201 F

CAPITULO IV
ESTIMACIÓN DE RESERVAS
Las reservas son aquellos volúmenes de hidrocarburos existentes en un
yacimiento y factibles de recuperación, su clasificación es la siguiente.
Reservas Posibles
Corresponde a los prospectos exploratorios no perforados estimados en
base a información geológica, geofísica y de yacimientos.
Tienen un alto grado de incertidumbre por utilizar información de
reservorios hacer comprobados mediante la perforación.
POES
Es el petróleo original en sitio, representa la suma del petróleo
descubierto en un prospecto que ha sido evaluado mediante perforación y
estimado para cada reservorio.
Reservas Probadas
Son volúmenes que en condiciones normalizadas pueden ser extraídos
económicamente a partir de las condiciones originales del yacimiento
hasta el abandono.
Matemáticamente representa el total del volumen original multiplicado por
un factor de recuperación
Reservas Probables
Se basan en datos geológicos, de Ingeniería de Yacimientos y
económicos similares a los utilizados para el cálculo de reservas
56

probadas pero el grado de incertidumbre técnico, contractual, económico
o de regulaciones evitan ser clasificadas como probadas.
4.1 RESERVAS ORIGINALES POR VARIOS MÉTODOS
Las reservas se las puede calcular de varias maneras utilizando algunos
métodos como:
- Método volumétrico.
- Balance de Materiales.
- Curvas de declinación.
Para este capítulo las reservas serán calculadas solo por el método
volumétrico y el de curvas de declinación debido a que la estimación de
reservas por Balance de Materiales requiere de mucha información
actualizada.
4.1.1 MÉTODO VOLUMÉTRICO
El método volumétrico empleado para calcular el petróleo en el yacimiento
se basa en:
- Información obtenida de registros y de análisis de núcleos de donde se
determina el volumen total, porosidad y saturación de fluidos.
- Del análisis del fluido de donde se determina el factor volumétrico del
petróleo.
7758* ho * Ao * φe
* ( 1−
Sw)
N =
Boi
57
(Ec. 4.1)

Donde:
N: POES, Bls.
ho: Espesor neto saturado de petróleo, pies.
Ao: Área de roca, acres.
Øe: Porosidad efectiva, fracción.
Sw: Saturación de agua, fracción.
Boi: Factor volumétrico inicial, by/bn.
7758: Factor de conversión (Bls/Acre-pie)
Para el cálculo del POES se utilizó los valores promedios de espesor
neto, porosidad y saturación de agua calculados mediante la evaluación
petrofísica que fue realizada en todos pozos para cada reservorio (ver
Tabla 3.3 y 3.5).
Tabla 4. 1 Estimación del POES por el método volumétrico
CAMPO
ATACAPI
Atacapi
YACIMIENTO AREA ho Ø Sw Boi POES
(acres) (ft) (%) (%) (by/bn) (Bls)
U SUPERIOR 3398 11,17 13,24 33,88 1,303 19.774.922
U INFERIOR 3892 24,47 16,49 29,05 1,173 73.726.181
T SUPERIOR 3336 10,50 12,49 41,47 1,229 16.167.277
T INFERIOR 2780 24,56 13,28 30,05 1,229 40.027.220
Total 149.695.600
Parahuacu
CAMPO YACIMIENTO AREA ho Ø Sw Boi POES
(acres) (ft) (%) (%) (by/bn) (Bls)
BASAL TENA 3088 9,1 14,18 33,80 1,229 16.724.595
U 4015 22,7 12,51 26,00 1,219 53.601.946
PARAHUACU T 4324 31,7 12,53 33,38 1,280 69.349.040
Total 139.675.580
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
Fuente: Archivo Técnico Petroproducción.
58

Cabe indicar que este valor del POES difiere con el calculado por el
Departamento de Yacimientos debido a que los parámetros petrofísicos
son valores promedios sacados de los pozos, sin embargo se trabajará
con el estimado en este estudio.
4.1.2 BALANCE DE MATERIALES
La ecuación de balance de materiales (EBM) se deriva como el balance
volumétrico que iguala la producción acumulada de fluidos, expresada
como un vaciamiento, y la expansión de los fluidos como resultado de una
caída de presión en el yacimiento.
La EBM establece que la diferencia entre la cantidad de fluidos iniciales
en el yacimiento y la cantidad de fluidos remanentes en el yacimiento es
igual a la cantidad de fluidos producidos.
Donde:
N =
Np
[ Bt + ( Rp − Rsi)
Bg]
− ( We − BwWp)
mBti
Bt − Bti + ( Bg − Bgi)
N: Volumen en sitio, bls.
Np: producción acumulada, bls.
Bti, Bt: Factor volumétrico bifásico inicial y al abandono, by/bn.
Rp: Relación gas-petróleo producido, PCS/BN.
Rsi: Relación de solubilidad inicial, PCS/BN.
Bg, Bgi: Factor volumétrico del gas, PCY/PCN
We: Intrusión de agua, bls
Bw: Factor volumétrico del agua.
Wp: Producción de agua, bls.
m: Tamaño de la capa de gas.
59
Bgi
(Ec. 4.2)

4.1.3 CURVAS DE DECLINACIÓN
Analizar curvas de declinación parece ser una de las técnicas que menos
atención ofrece ya que ellas se aplican siempre, sin embargo, para hacer
predicciones del yacimiento debería emplearse dichos análisis.
El típico análisis consiste en graficar datos de producción contra el tiempo
en papel semilog e intentar ajustar estos datos con una recta la cual se
extrapola hacia el futuro.
Este método se empleó para calcular las reservas por arenas y se utilizó
como curva la declinación exponencial.
La ecuación que satisface la declinación exponencial se expresa de la
siguiente manera:
Donde:
q = qi * e
60
−at
q, qi = Tasa final e inicial de un periodo (bls/día).
a = Declinación anual expresada en fracción.
t = tiempo (años).
(Ec.4.3)
Para el cálculo de las reservas por este método se utilizó el programa Oil
Field Manager (OFM) de la compañía Schlumberger.
El proceso a seguir es el siguiente
1. Se carga la base de datos en el programa con lo cual aparece el
mapa de ubicación de los campos operados por Petroproducción.
2. Se ubica el campo, en este caso se escoge cualquiera de ellos para el
análisis.

3. Se hace clic en Analysis del menú de inicio y se escoge la opción
Forecast.
Hecho esto se despliega una ventana de diálogo (Fig. 4.1) donde se
deben ingresar las variables respectivas.
- Phase: Oil
- Time: Date
- Cum Oil: Oil.Cum
- Oil Rate: Oil.CalDay
Fig. 4. 1 Cuadro de diálogo: Flow Model
4. En la misma ventana se hace clic en Historical Regression (Fig. 4.2)
para escoger el tipo de declinación a utilizar.
61

Fig. 4. 2 Cuadro de diálogo: Historical Regression
5. Luego se escoge la opción Forecast (Fig. 4.3) para ingresar los
parámetros de la predicción.
Fig. 4. 3 Cuadro de diálogo: Forecast
62

A continuación se presentan los siguientes parámetros:
- Starting Time: Tiempo de inicio de la predicción.
- Starting Rate: Tasa inicial de la predicción.
- Ending Time: Fecha final de la predicción.
- Economic Limit: Tasa de petróleo final.
- Decline Tipo. (Tipo y porcentaje de la declinación).
Una vez ingresado estos datos en la ventana principal se despliega la
gráfica respectiva con los siguientes resultados (Fig. 4.4).
- Declinación de la producción: Di
- Tasa inicial de la predicción: qi
- Fecha inicial de la predicción: ti
- Fecha final de la predicción: te
- Tasa final de producción: End Rate.
- Tasa final al tiempo te: Final Rate
- Producción acumulada: Cum. Prod
- Fecha de la producción acumulada: Cum. Date
- Reservas remanentes: Reserves
- Reservas totales: Producción acumulada + reservas remanentes, EUR
Fig. 4. 4 Curva de declinación y resultados
Fuente: Oil Field Manager.
63

Para obtener buena información del cálculo de reservas por este método
se debe contar con un historial de producción de al menos 2 o 3 años.
Las reservas mediante curvas de declinación de los campos Atacapi y
Parahuacu se presentan en la tabla 4.2 y 4.3.
Tabla 4. 2 Reservas por curvas de declinación campo Atacapi
ARENISCA
qi
(bls/día)
qf
(bls/día)
a
(%
anual)
t
(años)
64
Reservas
(bls)
Producción
acumulada
(bls)
31-12-2007
Reservas
Reman.
(bls)
31-12-2007
U 2296 300 12,76 15 30.127.227 24.039.764 6.087.463
T 1623 200 12,06 17 14.763.310 10.143.964 4.619.346
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
Fuente: Yacimientos Petroproducción.
Total 44.890.537 34.183.728 10.706.809
Tabla 4. 3 Reservas por curvas de declinación campo Parahuacu
ARENISCA
qi
(bls/día)
qf
(bls/día)
a
(%
anual)
t
(años)
Reservas
(bls)
Producción
acumulada
(bls)
31-12-2007
Reservas
Reman.
(bls)
31-12-2007
Basal
Tena 117 50 9,64 8 1.429.320 1.153.385 275.934
U 241 100 10,10 8 1.381.041 834.323 546.718
T 1469 200 9,15 21 18.376.917 13.063.963 5.312.954
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
Fuente: Yacimientos Petroproducción.
Total 21.187.277 15.051.671 6.135.606
Las gráficas de las curvas de declinación con lo cual se estimó estas
reservas se encuentran en el anexo 8.

4.2 CÁLCULO DEL FACTOR DE RECOBRO (FR)
El factor de recobro (FR), es el porcentaje de petróleo que puede ser
recuperado del yacimiento, se define matemáticamente como la razón
entre las reservas iniciales y su volumen original de petróleo.
Donde:
FR = Factor de recobro.
servas
FR
POES
Re
=
Np = Producción acumulada de petróleo.
N = Volumen original de petróleo.
65
(Ec. 4.3)
Los factores de recobro se determinan a partir de estudios de eficiencia
de desplazamiento o de correlaciones basados en estudios estadísticos
de tipos de mecanismos que operan en los yacimientos.
Los factores de recobro para el área Atacapi son de 20 % para “U”
superior, 40 % para “U” inferior, 40 % para “T” superior, 50% para “T”
inferior; y los que se han venido manteniendo para el campo Parahuacu
son 15% para Basal Tena, 20% para “U” y 29% para “T”, los mismos que
han sido calculados en la simulación realizada al campo.
En la tabla 4.4 se muestran claramente estos factores.
Tabla 4. 4 Factores de Recobro
CAMPO YACIMIENTO
FR
(%)
U SUPERIOR 20
U INFERIOR 40
ATACAPI T SUPERIOR 40
T INFERIOR 50

Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
Fuente: Yacimientos Petroproducción.
4.3 RESERVAS REMANENTES
CAMPO YACIMIENTO
FR
(%)
BASAL TENA 15
PARAHUACU U 20
T 29
Son volúmenes de petróleo recuperable cuantificados en cualquier fecha
posterior al inicio de la producción comercial que todavía permanecen en
el yacimiento, y se define como la diferencia entre las reservas probadas
y las reservas producidas.
R = R − R
remanentes
probadas
66
producidas
(Ec. 4.7)
Las reservas remanentes por arena cuantificadas por el método
volumétrico hasta el 31/12/2007 se detallan en la siguiente tabla.
Tabla 4. 5 Reservas remanentes al 31/12/2007
Atacapi
Reservas
Producción
acumulada Reserv. Rem.
YACIMIENTO POES FR probadas (Bls)
(Bls)
(Bls) (%) (Bls) 31/12/2007 31/12/2007
U SUPERIOR 19.774.922 20 3.954.984
U INFERIOR 73.726.181 40 29.490.472 24.039.764 9.405.692
T SUPERIOR 16.167.277 40 6.466.911
T INFERIOR 40.027.220 50 20.013.610 10.143.964 16.336.557
Total 149.695.600 59.925.978 34.183.728 25.742.250
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
Fuente: Yacimientos Petroproducción.

Parahuacu
Reservas
probadas
(Bls)
67
Producción
acumulada
(Bls)
31/12/2007
Reserv. Rem
(Bls)
31/12/2007
YACIMIENTO POES FR
(Bls) (%)
BASAL TENA 16.724.595 15 2.508.689 1153385 1.355.304
U 53.601.946 20 10.720.389 834323 9.886.067
T 69.349.040 29 20.111.222 13063963 7.047.258
Total 139.675.580 33.340.300 15.051.671 18.288.629
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
Fuente: Yacimientos Petroproducción.
Para calcular las reservas de cada pozo es necesario conocer el radio de
drenaje y sus propiedades petrofísicas para utilizar la forma volumétrica o
tener el historial de producción para aplicar curvas de declinación.
El radio de drenaje de cada pozo se lo obtuvo sacando las distancias que
hay entre pozos vecinos para luego tener un promedio y poder calcular el
área de drenaje.
D
m
D1
+ D2
+ ... + Dn
=
n
Suponiendo que el área de drenaje es circular, entonces
Donde:
Dm = Distancia promedio (m).
Ad = Área de drenaje (m 2
).
rd = Radio de drenaje (m).
Dm
r d =
2
Ad = π * rd
2
(Ec. 4.8)
(Ec.4.9)
(Ec. 4.10)

Para aplicar la fórmula volumétrica el área expresada en m 2 se lo
transforma acres utilizando el factor de conversión: 1 acre. = 4046.86 m 2
.
En el anexo 7 se hace referencia a este proceso.
Una vez determinado el área de drenaje y con los parámetros petrofísicos
se procede a calcular las reservas de los pozos ya sea por la forma
volumétrica o por curvas de declinación.
En la tabla 4.6 aparecen las reservas iniciales y remanentes de cada pozo
calculadas hasta el 31 de Diciembre del 2007.
Tabla 4. 6 Reservas iniciales y remanentes de los pozos
CAMPO ATACAPI
MÉTODO
Curva de
Declinación
Volumétrico
MÉTODO
ARENISCA
ÁREA
(ac)
ho
(ft)
Ø
(%)
ATACAPI-01
Sw
(%)
Boi
(by/bn)
68
POES
(Bls)
FR
(%)
Reservas
Iniciales
(Bls)
U Superior 120,62 13 12,1 29,8 1,303 20
U Inferior 120,62 45 16,9 23,7 1,173 40 7.626.350
T Superior 120,62 16 11,8 34,0 1,229 948.750 40 379.500
T Inferior 120,62 40 14,0 30,1 1,229 2.980.375 50 1.490.188
ARENISCA
AREA
(ac)
ho
(ft)
Ø
(%)
ATACAPI-02
Sw
(%)
Boi
(by/bn)
POES
(Bls)
FR
(%)
Reservas
Iniciales
(Bls)
Curva de
U Superior 120,37 18 14,1 33,4 1,303 20
Declinación U Inferior 120,37 19 19,8 41,4 1,173 40 6.472.180
Volumétrico
T Superior 120,37 8 16,4 43,0 1,229 568.252 40 227.301
T Inferior 120,37 5 9,0 33,0 1,229 229.352 50 114.676
Np
(Bls)
Reserv.
Rem.
(Bls)
6.976.970
31/12/07 649.380
Np
(Bls)
Reserv.
Rem.
(Bls)
5.544.360
31/12/07 927.820

MÉTODO ARENISCA
Curva de
Declinación
Volumétrico
METODO
Volumétrico
MÉTODO
AREA
(ac)
ho
(ft)
Ø
(%)
ATACAPI-04
Sw
(%)
Boi
(by/bn)
69
POES
(Bls)
FR
(%)
U Superior 153,70 9 15,5 30,8 1,303 20
U Inferior 153,70 32 16,9 18,6 1,173 40
Reservas
Iniciales
(Bls)
5.620.770
T Superior 153,70 16 12,7 35,0 1,229 1.281.490 40 512.596
T Inferior 153,70 13 11,2 34,6 1,229 923.883 50 461.942
ARENISCA
AREA
(ac)
ho
(ft)
Ø
(%)
ATACAPI-05
Sw
(%)
Boi
(by/bn)
POES
(Bls)
FR
(%)
Reservas
Iniciales
(Bls)
U Superior 311,97 4 13,6 44,8 1,303 557.777 20 111.555
U Inferior 311,97 19 18,6 23,8 1,173 5.556.363 40 2.222.545
T Superior 311,97 8 11,8 30,0 1,229 1.301.324 40 520.529
T Inferior 311,97 3 11,5 30,9 1,229 469.475 50 234.737
ARENISCA
AREA
(ac)
ho
(ft)
Ø
(%)
ATACAPI-07
Sw
(%)
Boi
(by/bn)
POES
(Bls)
FR
(%)
Reservas
Iniciales
(Bls)
Volumétrico U Superior 77,99 18 13,9 35,3 1,303 751.656 20 150.331
Curva de
Declinación U Inferior 77,99 14 14,9 36,2 1,173 40 1.976.190
Volumétrico T Superior 77,99 8 8,7 48,0 1,229 178.169 40 71.268
Curva de
Declinación T Inferior 77,99 48 15,9 24,2 1,229 50 3.735.690
MÉTODO
Volumétrico
Curva de
Declinación
ARENISCA
AREA
(ac)
ho
(ft)
Ø
(%)
ATACAPI-08
Sw
(%)
Boi
(by/bn)
POES
(Bls)
FR
(%)
Reservas
Iniciales
(Bls)
U Superior 105,87 16 14,2 36,6 1,303 907.956 20 181.591
U Inferior 105,87 37 16,2 32,9 1,173 2.816.130 40 1.126.452
T Superior 105,87 21 13,2 54,0 1,229 40
T Inferior 105,87 44 14,3 20,4 1,229 50
4.817.940
Np
(Bls)
Reserv.
Rem.
(Bls)
5.583.451
31/10/05 37.319
Np
(Bls)
Reserv.
Rem.
(Bls)
289.783
01/06/82 1.932.762
Np
(Bls)
Reserv.
Rem.
(Bls)
540.318
31/12/07 1.586.203
3.626.693
30/09/05 108.997
Np
(Bls)
Reserv.
Rem.
(Bls)
4.079.159
31/12/07 738.781

MÉTODO
Volumétrico
MÉTODO
Volumétrico
MÉTODO
ARENISCA
AREA
(ac)
ho
(ft)
Ø
(%)
ATACAPI-09
Sw
(%)
Boi
(by/bn)
70
POES
(Bls)
FR
(%)
Reservas
Iniciales
(Bls)
U Superior 205,16 6 10,5 48,5 1,303 396.310 20 79.262
U Inferior 205,16 34 16,5 26,5 1,173 5.594.797 40 2.237.919
T Superior 205,16 4 8,5 56,0 1,229 193.737 40 77.495
T Inferior 205,16 12 11,5 45,8 1,229 968.632 50 484.316
ARENISCA
AREA
(ac)
ho
(ft)
Ø
(%)
ATACAPI-10D
Sw
(%)
Boi
(by/bn)
POES
(Bls)
FR
(%)
Reservas
Iniciales
(Bls)
U Superior 202,40 12 11,5 36,0 1,303 1.064.329 20 212.866
U Inferior 202,40 9 14,0 37,6 1,173 1.052.491 40 420.997
T Inferior 202,40 20 13,0 35,0 1,229 2.159.217 50 1.079.608
ARENISCA
AREA
(ac)
ho
(ft)
Ø
(%)
ATACAPI-11D
Sw
(%)
Boi
(by/bn)
POES
(Bls)
FR
(%)
Reservas
Iniciales
(Bls)
Volumétrico
Curva de
U Superior 60,32 11 12,6 36,5 1,303 316.098 20 63.220
Declinación U Inferior 60,32 18 18,0 36,0 1,173 40 8.073.200
Volumétrico T Inferior 60,32 30 14,0 32,7 1,229 1.076.320 50 538.160
MÉTODO
Volumétrico
ARENISCA
AREA
(ac)
ho
(ft)
Ø
(%)
ATACAPI-12D
Sw
(%)
Boi
(by/bn)
POES
(Bls)
FR
(%)
Reservas
Iniciales
(Bls)
U Superior 59,51 10 13,0 34,5 1,303 301.683 20 60.337
U Inferior 59,51 36 15,0 32,0 1,173 1.445.159 40 578.064
T Inferior 59,51 48 14,0 37,5 1,229 1.577.642 50 788.821
Np
(Bls)
Reserv.
Rem.
(Bls)
1.154.651
31/12/07 1.083.268
Np
(Bls)
Reserv.
Rem.
(Bls)
162.690
31/01/06 471.172
121.161
31/12/07 958.447
Np
(Bls)
Reserv.
Rem.
(Bls)
857.170
31/12/07 7.216.030
Np
(Bls)
Reserv.
Rem.
(Bls)
267.573
31/08/07 370.827

MÉTODO
Volumétrico
MÉTODO
Volumétrico
MÉTODO
Volumétrico
MÉTODO
Volumétrico
ARENISCA
AREA
(ac)
ho
(ft)
Ø
(%)
ATACAPI-13
Sw
(%)
Boi
(by/bn)
71
POES
(Bls)
FR
(%)
Reservas
Iniciales
(Bls)
U Superior 96,41 13 11,8 35,0 1,303 572.375 20 114.475
U Inferior 96,41 30 16,5 20,8 1,173 2.499.878 40 999.951
T Superior 96,41 8 16,0 35,0 1,229 506.358 50 253.179
ARENISCA
AREA
(ac)
ho
(ft)
Ø
(%)
ATACAPI-14
Sw
(%)
Boi
(by/bn)
POES
(Bls)
FR
(%)
Reservas
Iniciales
(Bls)
U Superior 60,63 12 11,9 17,9 1,303 423.241 20 84.648
U Inferior 60,63 27 19,1 17,2 1,173 1.712.341 40 684.936
ARENISCA
AREA
(ac)
ho
(ft)
Ø
(%)
ATACAPI-15
Sw
(%)
Boi
(by/bn)
POES
(Bls)
FR
(%)
Reservas
Iniciales
(Bls)
U Superior 470,55 11 17,8 22,7 1,303 4.240.361 20 848.072
U Inferior 470,55 33 16,7 26,7 1,173 12.571.626 40 5.028.651
T Inferior 470,55 22 12,8 23,8 1,229 6.228.832 50 3.114.416
ARENISCA
AREA
(ac)
ho
(ft)
Ø
(%)
ATACAPI-16
Sw
(%)
Boi
(by/bn)
POES
(Bls)
FR
(%)
Reservas
Iniciales
(Bls)
U Superior 133,09 17 11,8 21,5 1,303 1.247.788 20 249.558
U Inferior 133,09 16 15,0 27,0 1,173 1.542.129 40 616.852
T Inferior 133,09 31 14,0 26,9 1,229 2.665.261 50 1.332.631
Np
(Bls)
Reserv.
Rem.
(Bls)
399.149
31/03/07 600.803
41.883
31/12/07 211.296
Reserv.
Np Rem.
(Bls) (Bls)
40.200
31/12/07 44.448
540.109
28/02/07 144.828
Np
(Bls)
Reserv.
Rem.
(Bls)
635.150
31/12/07 4.393.501
159.033
30/11/05 2.955.383
Np
(Bls)
Reserv.
Rem.
(Bls)
460.715
31/12/07 871.916

MÉTODO
Volumétrico
MÉTODO
Volumétrico
MÉTODO
Volumétrico
ARENISCA
AREA
(ac)
ho
(ft)
Ø
(%)
ATACAPI-17
Sw
(%)
Boi
(by/bn)
72
POES
(Bls)
FR
(%)
Reservas
Iniciales
(Bls)
U Superior 142,96 10 13,0 18,0 1,303 907.367 20 181.473
U Inferior 142,96 27 16,0 18,0 1,173 3.349.420 40 1.339.768
T Superior 142,96 6 11,5 36,0 1,229 398.517 40 159.407
T Inferior 142,96 10 15,0 25,0 1,229 1.015.244 50 507.622
ARENISCA
AREA
(ac)
ho
(ft)
Ø
(%)
ATACAPI-18
Sw
(%)
Boi
(by/bn)
POES
(Bls)
FR
(%)
Reservas
Iniciales
(Bls)
U Superior 229,55 6 11,8 45,0 1,303 532.209 20 106.442
U Inferior 229,55 17 15,8 28,8 1,173 2.903.481 40 1.161.392
T Inferior 229,55 38 13,6 21,3 1,229 5.893.542 50 2.946.771
ARENISCA
AREA
(ac)
ho
(ft)
Ø
(%)
ATACAPI-23
Sw
(%)
Boi
(by/bn)
POES
(Bls)
FR
(%)
Reservas
Iniciales
(Bls)
U Inferior 230,71 32 16,7 17,1 1,173 6.759.903 40 2.703.961
T Superior 230,71 8 11,4 31,6 1,229 908.483 40 363.393
T Inferior 230,71 34 16,5 14,2 1,229 7.009.964 50 3.504.982
CAMPO PARAHUACU
MÉTODO
Volumétrico
ARENISCA
AREA
(ac)
ho
(ft)
PARAHUACU-01
Ø
(%)
Sw
(%)
Boi
(by/bn)
POES
(Bls)
FR
(%)
Reservas
Iniciales
(Bls)
Basal Tena 167,54 5,5 14,1 35,5 1,229 527.435 15 79.115
U Inferior 167,54 16,0 11,2 27,8 1,219 1.380.551 20 276.110
Curva de
declinación T 167,54 42,0 12,5 31,8 1,280 29 7.385.790
Np
(Bls)
Reserv.
Rem.
(Bls)
820.741
31/12/07 519.027
31.908
26/11/04 475.714
Np
(Bls)
Reserv.
Rem.
(Bls)
507.973
31/12/07 2.438.798
Np
(Bls)
Reserv.
Rem.
(Bls)
1.055.919
31/12/07 2.449.063
Np
(Bls)
Reserv.
Rem.
(Bls)
6.169.671
31/12/07 1.216.119

MÉTODO
Volumétrico
MÉTODO
Volumétrico
MÉTODO
ARENISCA
AREA
(ac)
ho
(ft)
PARAHUACU-02
Ø
(%)
Sw
(%)
Boi
(by/bn)
73
POES
(Bls)
FR
(%)
Reservas
Iniciales
(Bls)
Basal
Tena 531,02 11,5 16,4 37,5 1,229 3.951.219 15 592.683
U Inferior 531,02 37,5 12,2 42,5 1,219 8.890.302 20 1.778.060
Reserv.
Np Rem.
(Bls) (Bls)
17.999
01/12/87 574.684
761.806
31/12/07 1.016.255
T Superior 531,02 11,0 11,8 42,6 1,280 2.397.938 29 695.402
1.003.945
T Inferior 531,02 39,5 13,6 12,8 1,280 15.076.613 29 4.372.218 01/06/90 4.063.675
ARENISCA
AREA
(ac)
ho
(ft)
PARAHUACU-3B
Ø
(%)
Sw
(%)
Boi
(by/bn)
POES
(Bls)
FR
(%)
Reservas
Iniciales
(Bls)
Np
(Bls)
Reserv.
Rem.
(Bls)
Basal Tena 204,75 6,0 12,8 38,0 1,229 615.430 15 92.314
U 204,75 28,0 11,5 19,6 1,219 3.373.538 20 674.708
12.964
17/12/03 661.744
32.025
T Inferior 204,75 17,0 12,0 20,3 1,280 2.017.697 29 585.132 30/09/05 553.107
ARENISCA
AREA
(ac)
ho
(ft)
PARAHUACU-04
Ø
(%)
Sw
(%)
Boi
(by/bn)
POES
(BN)
FR
(%)
Reservas
Iniciales
(Bls)
Curva de
Declinación Basal Tena 231,23 16,0 15,7 27,0 1,229 15 1.484.320
U Inferior 231,23 18,5 12,6 50,0 1,219 1.715.174 20 343.035
Volumétrico
T Superior 231,23 8,5 11,5 60,5 1,280 541.132 29 156.928
T Inferior 231,23 8,0 12,8 21,2 1,280 1.130.878 29 327.955
MÉTODO
ARENISCA
AREA
(ac)
ho
(ft)
PARAHUACU-05
Ø
(%)
Sw
(%)
Boi
(by/bn)
POES
(Bls)
FR
(%)
Reservas
Iniciales
(Bls)
Curva de
Declinación T 599,67 3.474.230
Np
(Bls)
Reserv.
Rem.
(Bls)
1.135.386
31/12/07 348.934
Np
(Bls)
Reserv.
Rem.
(Bls)
3.091.227
31/12/07 383.003

MÉTODO
Volumétrico
MÉTODO
Volumétrico
MÉTODO
Volumétrico
ARENISCA
AREA
(ac)
ho
(ft)
PARAHUACU-07
Ø
(%)
Sw
(%)
74
Boi
(by/bn)
POES
(Bls)
FR
(%)
Reservas
Iniciales
(Bls)
Basal
Tena 320,51 8,0 12,20 27,90 1,229 1.423.740 15 213.561
U media 320,51 4,0 12,00 23,00 1,219 753.921 20 150.784
U Inferior 320,51 12,0 13,00 45,00 1,219 1.750.173 20 350.035
Np
(Bls)
Reserv.
Rem.
(Bls)
T Superior 320,51 10,0 11,00 45,00 1,280 1.175.284 29 340.832
744.044
T Inferior 320,51 44,0 14,00 14,00 1,280 10.291.214 29 2.984.452 31/12/07 2.581.241
ARENISCA
AREA
(ac)
ho
(ft)
PARAHUACU-08
Ø
(%)
Sw
(%)
Boi
(by/bn)
POES
(Bls)
FR
(%)
Reservas
Iniciales
(Bls)
Basal Tena 185,18 11,0 15,30 33,70 1,229 1.304.369 15 195.655
U Media 185,18 2,2 14,10 22,50 1,219 283.331 20 56.666
U Inferior 185,18 15,0 13,00 11,00 1,219 2.045.387 20 409.077
T Superior 185,18 1,0 9,80 48,20 1,280 56.977 29 16.523
T Inferior 185,18 45,0 15,00 18,20 1,280 6.197.289 29 1.797.214
ARENISCA
AREA
(ac)
ho
(ft)
PARAHUACU-09
Ø
(%)
Sw
(%)
Boi
(by/bn)
POES
(Bls)
FR
(%)
Reservas
Iniciales
(Bls)
U Inferior 207,72 8,0 11,30 22,70 1,219 923.802 20 184.760
T Superior 207,72 5,0 12,60 38,00 1,280 491.764 29 142.612
T Inferior 207,72 9,0 14,30 26,40 1,280 1.192.562 29 345.843
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
Np
(Bls)
Reserv.
Rem.
(Bls)
1.392.333
31/12/07 404.881
Reserv.
Np Rem.
(Bls) (Bls)
265
30/09/07 184.495
13.068
31/12/07 129.544
El pozo Parahuacu-05 por no tener información básica de datos
petrofísicos y de fluidos de las diferentes arenas, el cálculo de reservas se
lo realizó por curvas de declinación al igual que los pozos ATA-01, ATA-
02, ATA-07, ATA-08, ATA-11D, PRH-01 y PRH-04 por tener un historial
de producción ajustable. En el anexo 8 se encuentran las curvas de
declinación de estos pozos

5.1 FLUJO NATURAL
CAPITULO V
SISTEMAS DE PRODUCCIÓN
Cuando la energía natural de un yacimiento es suficiente para promover
el desplazamiento de los fluidos desde su interior hasta el fondo del pozo,
y de allí hasta la superficie, se dice que el pozo fluye “naturalmente”, es
decir, el fluido se desplaza como consecuencia del diferencial de presión
entre la formación y el fondo del pozo.
5.2 DESCRIPCIÓN
ARTIFICIAL
DE LOS SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO
Como producto de la explotación del yacimiento la presión de éste
disminuye, esto implica que la producción de fluidos baja hasta el
momento en el cual, el pozo deja de producir por sí mismo.
De allí que surja la necesidad de extraer los fluidos por sistemas
artificiales denominados Levantamiento Artificial.
Existen diversos Métodos de Levantamiento Artificial entre los cuales se
encuentran los siguientes: Bombeo Mecánico Convencional (BMC),
Bombeo Electrosumergible (BES), Bombeo de Cavidad Progresiva (BCP),
Bombeo Hidráulico (BH) y Levantamiento Artificial por Gas (LAG).
Los sistemas de levantamiento artificial que poseen los campos Atacapi y
Parahuacu son: Bombeo Hidráulico y Bombeo electrosumergible, razón
por la cual en este capítulo solo se hablará de aquellos.
75

5.2.1 BOMBEO HIDRÁULICO
Los sistemas de Bombeo Hidráulico transmiten su potencia mediante el
uso de un fluido presurizado que es inyectado a través de la tubería.
Este fluido conocido como fluido de potencia o fluido motor es utilizado
por una bomba de subsuelo que actúa como un transformador para
convertir la energía de dicho fluido a energía potencial o de presión en el
fluido producido que es enviado hacia la superficie (Fig. 5.1).
Fig. 5. 1 Componentes del Bombeo Hidráulico
Fuente: Sertecpet
Los fluidos de potencia más utilizados son agua y crudos livianos que
pueden provenir del mismo pozo, los equipos de superficie comprenden:
Tanques de almacenamiento, tanques de lavado y separadores
Cuando se utiliza petróleo como fluido de potencia en un sistema abierto,
dicho fluido se obtiene de tanques de almacenamiento o de oleoductos,
de donde se suministran al sistema de bombeo o de distribución.
Si se está en un sistema cerrado, el fluido de potencia, bien sea agua o
petróleo es manejado en un circuito cerrado, el cual debe disponer de su
propio tanque de almacenamiento y equipos de limpieza de sólidos.
76

Bomba múltiplex o triples
Son bombas de acción reciprocante y constan de un terminal de potencia
y un terminal de fluido, el terminal de fluido está formado por pistones
individuales, con válvulas de retención a la entrada y a la descarga.
Válvulas de control
En general se usan varios tipos de válvulas de control para regular y/o
distribuir el suministro de fluido de potencia a uno o más pozos.
Múltiples de control
Se utilizan para dirigir los fluidos directamente a cada uno de los pozo.
Lubricador
Es una pieza de tubería extendida con una línea lateral para desviar el
flujo de fluido cuando se baja o se extrae la bomba del pozo.
5.2.1.1 BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET
En el caso de Bombeo Hidráulico Tipo Jet, el método de levantamiento
artificial es similar al de Bombeo Hidráulico Tipo Pistón en cuanto al
principio de funcionamiento.
Los principales componentes de la bomba Jet son la boquilla, la garganta
y el difusor.
El fluido motor entra a la bomba por la parte superior de la misma,
inmediatamente el fluido pasa a través de la boquilla, de este modo toda
la presión del fluido se convierte en energía cinética.
El chorro de la boquilla es descargado en la entrada de la cámara de
producción, la cual se encuentra conectada con la formación.
77

La mezcla que sale de la garganta posee el potencial necesario para fluir
contra el gradiente de la columna de fluido de producción, permitiéndole a
la mezcla, llegar hasta superficie.
5.2.2 BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE (BES)
Este método de levantamiento artificial es aplicable cuando se desea
producir grandes volúmenes de fluido en pozos medianamente profundos
y con grandes potenciales.
Fig. 5. 2 Componentes del BES
Fuente: Baker Centrilift
Una unidad típica de bombeo electrosumergible está constituida en el
fondo del pozo por los componentes: motor eléctrico, protector, sección
de entrada, bomba electrocentrífuga y cable conductor.
Las partes superficiales son: cabezal, cable superficial. Tablero de control,
transformador.
78

5.2.2.1 EQUIPOS DE SUBSUELO
Bomba
El corazón del sistema de bombeo electrosumergible es la bomba
Centrifuga, estas bombas son del tipo Multi-Etapas y el número de estas
depende de cada aplicación específica. Cada “etapa” esta formada por un
Impulsor y un Difusor.
El impulsor da al fluido energía cinética mientras que el difusor cambia
esta energía cinética en energía potencial (Altura de elevación o cabeza).
La nomenclatura utilizada para identificar a una bomba será por su serie
(diámetro) más el caudal que la bomba pueda manejar en su punto de
mayor eficiencia. Por ejemplo:
Una bomba TH-13000, es una bomba de la serie “H” (5.62” OD), diseñada
para producir 13000 BFPD en su punto de mayor eficiencia.
Motor
Los motores suelen ser utilizados en sistemas de potencia de 60 o de 50
Hz, al igual que las bombas, los motores están clasificados según su serie
que esta directamente relacionada con el diámetro externo del motor.
Protector
Estos equipos también se reconocen con el nombre de Protectores o
ecualizadores, según los distintos fabricantes ya que cumplen con
algunas funciones, tales como:
− Evitar el ingreso de fluidos del pozo al interior del motor (sellar).
79

− Absorber los empujes descendentes y ascendentes de la bomba.
− Equilibrar la presión interna del motor con la presión del pozo.
− Además, sirve de vínculo mecánico entre el motor y la bomba.
Succión
La succión conocida también como intake, es la puerta de acceso de los
fluidos del pozo hacia la bomba para que esta pueda desplazarlos hasta
la superficie.
Existen dos tipos básicos de succiones o intakes de bombas: las
succiones estándar y los separadores de gas.
Las succiones estándar solamente cumplen con las funciones de permitir
el ingreso de los fluidos del pozo a la bomba y transmitir el movimiento del
eje en el extremo del sello al eje de la bomba.
Los separadores de gas, además de permitir el ingreso de fluidos al
interior de la bomba, tiene la finalidad de eliminar la mayor cantidad del
gas en solución contenido en estos fluidos.
Cables
La unión eléctrica entre los equipos descritos, instalados en el subsuelo, y
los equipos de control en superficie son los cables, existen varios tipos de
cables en una instalación de bombeo electrosumergible:
Sensor de fondo
Es un equipo opcional que se lo coloca en la completación de fondo, por
debajo del motor, su función es medir la presión de fondo, temperatura y
la densidad del fluido.
80

5.2.2.2 COMPONENTES SUPERFICIALES
Caja de venteo
Se instala por razones de seguridad entre el cabezal del pozo y el tablero
de control, debido a que el gas puede viajar a lo largo del cable superficial
y alcanzar la instalación eléctrica en el tablero.
Tablero de control
Es el componente desde el que se gobierna la operación del aparejo de
producción en el fondo del pozo.
Transformador
Este componente se utiliza para elevar el voltaje de la línea al voltaje
requerido en la superficie para alimentar al motor en el fondo del pozo;
algunos están equipados con interruptores que les dan mayor flexibilidad
de operación.
5.2.2.3 ACCESORIOS
Con el propósito de asegurar una mejor operación del equipo es
necesario contar con algunos accesorios.
Controlador de velocidad variable
Este dispositivo puede ser considerado como accesorio u opcional,
únicamente bajo ciertas circunstancias que impone el mismo pozo.
81

El rango de ajuste de la frecuencia es de 30 a 90 Hz, lo que implica su
amplio rango de velocidades y por lo tanto de caudales que es posible
manejar.
Una alta frecuencia incrementa la velocidad y el caudal; una baja
frecuencia, los disminuye.
En la Tabla 5.1 se muestra el sistema de levantamiento artificial con el
que esta completado cada pozo en los campos Atacapi y Parahuacu.
Tabla 5. 1 Completación actual de los pozos
CAMPO
ATACAPI
PARAHUACU
POZO
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
YACIMIENTO
82
COMPLETACIÓN
ATA-01 "U" Hidráulico Jet
ATA-02 "U" Hidráulico Jet
ATA-07 "U" inferior BES
ATA-08 "T"s + "T"i BES
ATA-09 "U" inferior BES
ATA-10D "T" inferior Hidráulico Jet
ATA-11D "U" inferior BES
ATA-13 "T" superior Hidráulico Jet
ATA-14 "U" superior BES
ATA-15 "U" inferior BES
ATA-16 "T" inferior Hidráulico Jet
ATA-17 "U" inferior BES
ATA-18 "T" inferior BES
ATA-23 "T" inferior BES
PRH-01 "T" Hidráulico Jet
PRH-02 "U" inferior Hidráulico Pistón
PRH-04 Basal Tena Hidráulico Pistón
PRH-05 "T" inferior Hidráulico Jet
PRH-07 "T"s + "T"i Hidráulico Pistón
PRH-08 "T" inferior Hidráulico Jet
Fuente: Departamento de Yacimientos Petroproducción.

5.3 DISEÑO DEL SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL BES
La selección del sistema de levantamiento artificial se realiza en base a
las siguientes consideraciones:
- Costo de capital y de operación.
- Eficiencia.
- Diámetros de tubería requerida.
- Limitación en la presión de entrada.
- Capacidad de manejo de gases.
- Limitación de temperatura.
- Aplicaciones para altos o bajos volúmenes y altas viscosidades.
5.3.1 DATOS REQUERIDOS PARA EL DISEÑO
Datos del pozo
- Tubing y casing (tamaño y peso).
- Intervalo del pozo (medida y vertical).
- Profundidad de asentamiento de la bomba (medida y vertical)
Datos de la producción
- Presión de Cabezal.
- Presión del Casing.
- Prueba de producción con nivel o presión de fondo fluyente.
- Nivel de fluido estático o presión estática.
- Temperatura de fondo.
- Producción deseada.
- RGP.
- BSW.
Condiciones del fluido del pozo
- Gravedad especifica del agua.
83

- API del crudo.
- Gravedad especifica del gas.
- Presión de burbujeo.
- Viscosidad del crudo.
- Datos PVT.
Fuente de energía
- Voltaje primario disponible.
- Frecuencia.
- Capacidad de la fuente de potencia.
Problemas posibles
- Arena.
- Carbonatos (Scala).
- Corrosión (H2S, CO2, N2, Aminas).
- Parafina.
- Emulsión.
- Gas.
- Temperatura.
5.3.2 DISEÑO PARA POZOS CON ALTOS CORTES DE AGUA
Procedimiento:
- Determinar capacidad de producción, profundidad de asentamiento y
presión de entrada a la bomba.
- Calcular la altura de carga total requerida.
- Seleccionar el tipo de bomba según diámetro interno del casing y
rango de producción deseado.
- Determinar la altura de carga generada y potencia al freno requerida
por una etapa a la producción deseada.
- Calcular el número de etapas.
84

- Calcular la potencia requerida.
- Seleccionar el tipo de sección sellante según tamaño de equipo y
aplicación.
- Determinar si se ha excedido alguna limitación de carga como
resistencia del eje, carga en los cojinetes de empuje, etc.
- Seleccionar el tipo y tamaño del cable de potencia en base al
amperaje del motor, temperatura del conductor y limitaciones de
espacio.
- Calcular el voltaje de superficie y los requerimientos de KVA.
5.3.2.1 EJEMPLO POZO CON ALTO CORTE DE AGUA
Datos del pozo
- Tubing (tamaño y peso): 2 7/8” EUE 8Rd.
- Casing (tamaño y peso): 7” OD 23 lb/ft.
- Intervalo del pozo: 8300 – 8400 pies.
- Profundidad de asentamiento de la bomba: 8200 pies
Datos de la producción
- Presión de cabezal (THP): 150 psi.
- Prueba de producción: 900 BPPD
- Prof. de referencia (Datum) 8350 pies.
- Presión de fondo fluyente (Pwf): 985 psi @ 8350’.
- Presión estática (P*): 1650 psi.
- Temperatura de fondo (BHT): 180 o
F.
- Producción deseada (Q): 2000 BPPD.
- BSW 90 %.
Condiciones del fluido del pozo
- Gravedad especifica del agua (SG): 1.02.
-
o
API del crudo:
o
30 API.
- Viscosidad del crudo (μ): No se conoce.
85

Fuente de Energía
- Voltaje primario disponible: 7200 / 12470 volt.
- Frecuencia: 60 Hz.
Determinación de la presión de entrada de la bomba (PIP)
La presión de entrada de la bomba al flujo deseado puede ser calculada a
partir de las condiciones de producción.
Cálculo del índice de productividad y caudal máximo:
Donde:
Q max
J = Índice de productividad.
Q = Caudal de prueba.
= J
Pr = Presión Estática del yacimiento.
Q
J =
Pr - Pwf
(Pr - Pb)
86
+
J * Pb
1.8
Pwf = Presión Fluyente o Dinámica al caudal Q.
Pb = Presión de burbuja.
J =
900 bpd
1,650 psi - 985psi
J = 1.353 bpd / psi
(Ec. 5.1)
(Ec. 5.2)

1.
353*
1000
Q max = 1353(
1650 −1000)
+
1.
8
Q max = 879.
45bbl
/ dia + 751.
66bbl
/ dia = 1631.
12bbl
/ dia
Fig. 5. 3 Curva del comportamiento del pozo
P (psi)
2000
1500
1000
500
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
ÍNDICE DE PRODUCTIVIDAD
0
0 500 1000
Q (BPPD)
1500 2000
Se halla la Pwf al caudal deseado Qd = 2000 BPPD.
P
wf
⎛
= Pr - ⎜
⎝
P = 1,650 psi -
wf
87
Q
J
Pwf = 171.8 psi
d
⎞
⎟
⎠
⎛ 2,000 bpd ⎞
⎜
⎟
⎝1.353
bpd / psi⎠
(Ec. 5.3)
La presión de entrada de la bomba se determina corrigiendo la presión de
fondo fluyente del pozo por la diferencia entre la profundidad de
asentamiento de la bomba y la profundidad de referencia y considerando
la pérdida por fricción en el espacio anular de la tubería de revestimiento.
Como la bomba está asentada sobre las perforaciones, la pérdida por
fricción debido al flujo en el revestimiento desde las perforaciones hasta la

profundidad de asentamiento de la bomba será despreciable en
comparación con la presión dinámica y puede ser ignorada.
La gravedad del fluido es:
Donde:
l
o
( 1− ) γ * BSW
γ = γ +
γl = Gravedad especifica de fluido.
γo = Gravedad especifica del petróleo.
BSW w
γw = Gravedad especifica del agua.
BSW = Cantidad de agua y sedimentos.
γ l
( 1−
0.
9)
+ 1.
02*
0.
9 1.
01
= 0 , 876
=
Cálculo de la presión de entrada de la bomba (PIP):
PIP =
P
wf
⎛ (Prof. de referencia - Prof. de la bomba) ⋅γ
L ⎞
- ⎜
⎟
⎝
2.31ft/psi
⎠
⎛ (8350 ft - 8200 ft) ⋅1.01⎞
PIP = 171.8 psi - ⎜
⎟
⎝ 2.31ft/psi
⎠
PIP = 64.94 psi
88
(Ec. 5.4)
(Ec. 5.5)
Columna dinámica total (TDH)
Es la altura total requerida para bombear la capacidad de fluido deseada,
el valor de TDH es usado para calcular el número de etapas necesarias
para levantar la columna de fluido.
TDH = Hd + Ft + Pd
(Ec. 5.6)

Hd: Distancia vertical entre la cabeza del pozo y nivel estimado de
producción.
H
d
= Prof.
⎛ P
vertical de referencia - ⎜
⎝
H d = 8350 ft
Ft: Perdida por fricción en la tubería.
89
wf
* 2.31ft/psi
γ
⎛171.8⋅ 2.31ft/psi
⎞
- ⎜
⎟
⎝ 1.01 ⎠
Hd = 7957.07 ft
L
⎞
⎟
⎠
(Ec. 5.7)
Se determina usando la fórmula Hazen - Williams o la figura 5.4 para
Tubería nueva de 2 7/8” a 2000 BPPD (31 pies/1000).
F t
=
8,200 ft * 31ft
1,000 ft
Ft = 254.2 ft
Pd: Presión deseada en la cabeza del pozo.
P
P d
d
Pwh * 2.31ft/psi
=
γ
150 psi * 2.31ft/psi
=
1.
01
L
Pd = 343.1 ft
TDH = 7957.07 ft + 254.2 ft + 343.1 ft
TDH = 8554.37 pies
(Ec. 5.8)

Fig. 5. 4 Gráfica de Pérdidas por Fricción
Fuente: Baker Centrilift.
Tabla 5. 2 Características del Equipo Electrosumergible
90
*TAMAÑO MÁXIMO RECOMENDADO PARA CABLE
T.R. PESO SERIE DE EQUIPO QUE ADAPTA REDONDO CON VARIOS TAMAÑOS DE T.P.
APT API EXTERNAL API
DIÁM. EXT. LB/PIE KG/M MOTOR SECCIÓN BOMBA UPSET NON-UPSET
SELLO 2 / 2 / 3 / 2 / 2 / 3 / 4 / 5 / 7
4 ½" 9.5 14.1 † †
(114.3MM) 10.5 15.6 375 338 338 † †
11.6 17.3 † †
5 ½" ** 20.0 29.9 1 - - 1 ***6 - - - -
(139.7MM) 17.0 25.3 375,45 338,4 338,4 1 6 - 1 ***4 - - - -
15.5 23.0 1 6 - 1 ***4 - - - -
14.0 20.7 1 6 - 1 ***2 - - - -
6 5/8" 28.0 41.7 375,45 338,4 338,4 1 1 6 1 1 ***4 - - -
(168.3MM) 26.0 38.7 400,513 1 1 ***4 - 1 - - - -
24.0 35.8 450,544 400,513 1 1 ***4 1 1 1 - - -
20.0 29.9 400,516,562 1 1 1 1 1 1 - - -
7" 32.0 47.6 1 1 2 1 1 1 - - -
(177.8MM) 29.0 43.3 400,513 1 1 1 1 1 1 - - -
26.0 38.7 450,544,562 400,513 1 1 1 1 1 1 - - -
23.0 34.1 1 1 1 1 1 1 - - -
20.0 29.9 400,513,562 1 1 1 1 1 1 - - -
17.0 25.3 1 1 1 1 1 1 - - -

91
*TAMAÑO MÁXIMO RECOMENDADO PARA CABLE
T.R. PESO SERIE DE EQUIPO QUE ADAPTA REDONDO CON VARIOS TAMAÑOS DE T.P.
APT API EXTERNAL API
DIÁM. EXT. LB/PIE KG/M MOTOR SECCIÓN BOMBA UPSET NON-UPSET
SELLO 2 / 2 / 3 / 2 / 2 / 3 / 4 / 5 / 7
7 5/8" 39.0 58.1 1 1 1 1 1 1 ***4 - -
(193.7MM) 33.7 50.2 1 1 1 1 1 1 ***2 - -
29.7 44.3 450,544,562 400,513 450,544,562 1 1 1 1 1 1 1 - -
26.4 34.4 1 1 1 1 1 1 1 - -
24.0 35.8 1 1 1 1 1 1 1 - -
20.0 29.9 1 1 1 1 1 1 - - -
8 5/8" 49.0 72.8 1 1 1 1 1 1 1 4 -
(219.1MM) 44.0 65.6 450,544,562 400,513 450,544,562 1 1 1 1 1 1 1 2 -
40.0 59.4 y Y Y 1 1 1 1 1 1 1 1 -
36.0 53.5 725 675 675 1 1 1 1 1 1 1 1 1
32.0 47.6 1 1 1 1 1 1 1 1 1
10 3/4" 55.5 82.7 400,513,562 1 1 1 1 1 1 1 1 1
(273.0MM) 675 y
32.7 48.5 450,544,562 400,513,675 875 1 1 1 1 1 1 1 1 1
13 3/8" 83.0 123.4 y Y 400,513,562 1 1 1 1 1 1 1 1 1
(339.8MM) 725 825 675,875
48.0 71.5 1,025 1 1 1 1 1 1 1 1 1
Fuente: Baker Centrilift.
* Puede instalarse cable plano tamaño #1, #2 y #4 con tubing de tamaño mayor en tubería de revestimiento de
5-1/2”, 6-5/8” y 7” para reducir tanto las pérdidas de potencia eléctrica como las pérdidas por fricción.
** Instalar motor serie 450 y bomba serie 400 en tubería de revestimiento de 5-1/2” solamente con cable de
extensión especial, consultar representante de la compañía.
*** Se recomienda instalar este tamaño de cable redondo con 4 tubos de menor diámetro sobre la bomba.
† Solamente con cable plano salvo se utilice tubería de producción de 2” con cuerda integral.
Selección del tipo de bomba
En la tabla 5.2, puede verse que la bomba, motor y sello de la serie 500
son las unidades de diámetro más grandes que entran en el casing de 7".
Las unidades de mayor diámetro serán generalmente la primera opción, si
la tasa de producción deseada cae dentro del rango de la bomba.

El hecho de seleccionar las unidades de diámetro más grande tiene tres
ventajas, estas son:
1. Con el diámetro del equipo aumenta la eficiencia.
2. Las unidades más grandes normalmente son menos costosas.
3. El fluido recorre el motor a más velocidad y la unidad funciona mejor.
Luego, usando la Tabla 5.3 se puede ver que la tasa de producción
deseada se ubica perfectamente dentro del rango de capacidad
recomendada para el tipo de bomba GC-2200.
El rango óptimo de operación de esta bomba se extiende desde 1500
bbl/d hasta 2000 bbl/d a 60Hz.
La figura 5.5, es la curva de desempeño de la bomba correspondiente a
60Hz para la bomba tipo GC-2200.
Utilizando la curva de desempeño se encuentra a la tasa de producción
deseada, la altura de columna por etapa (49.7 pies/etapa) y el consumo
de potencia por etapa (1.09 bhp/etapa).
Tabla 5. 3 Clasificación de Bombas Electrosumergibles
CAUDAL DE FLUJO A RANGO DE OPERACIÓN
SERIE TIPO MEJOR EFICIENCIA
60HZ 50HZ 60HZ 50HZ
(BPD) M³ /D (BPD) M³ /D)
DC800 750 99 550 950 73 126
338 DC1000 950 126 700 1300 93 172
DC1250 1250 165 950 1700 126 225
DC2200 2270 300 1250 2750 166 364
DC2500 2400 318 1500 3100 199 411
FS400 400 53 180 530 24 70
400 FS650 625 83 450 850 60 113
FS925 925 122 700 1200 93 159
92

SERIE TIPO MEJOR EFICIENCIA
CAUDAL DE FLUJO A RANGO DE OPERACIÓN
60HZ 50HZ 60HZ 50HZ
(BPD) M³ /D (BPD) M³ /D)
FS1200 1160 154 800 1520 106 201
FS1650 1550 205 1200 2100 159 278
FC450 450 59 200 650 27 83
FC650 650 86 450 850 60 113
FC925 925 122 700 1150 93 153
400 FC1200 1140 151 950 1550 126 205
FC1600 1550 205 1200 2100 159 278
FC2200 2250 297 1500 2800 199 371
FC2700 2650 350 1800 3500 238 464
FC4300 4300 568 3000 5200 397 689
FC6000 5600 740 3600 6800 477 901
GS2300 2400 317 1500 3000 199 398
GC1150 1180 156 750 1500 99 199
GC1700 1750 231 1300 2200 72 292
GC2200 2200 291 1500 3000 199 397
GC2900 2850 377 1800 3500 239 464
513 GC3000 2900 383 2200 3600 291 477
GC3500 3600 476 2200 4700 291 623
GC4100 4000 529 2500 5600 331 742
GC6100 6100 808 3650 8100 484 1073
GC8200 8100 1070 4400 10300 583 1365
GC10000 9000 1193 4400 12000 583 1590
KC12000 12000 1590 9500 14500 1259 1921
562 KC15000 14500 1916 11250 18750 1490 2500
KC16000 16000 2133 11250 20000 1490 2649
KC20000 19000 2518 17500 24000 2319 3180
HC7000 6750 892 4500 9000 596 1192
HC9000 8750 1159 6000 11500 800 1533
675 HC12000 11500 1520 7500 15000 1000 1987
HC19000 19400 2571 12000 24500 1590 3246
HC27000 28000 3710 23500 33000 3114 4373
HC35000 35500 4705 31000 46000 4108 6096
875 IA600 21000 2783 10300 27500 1365 3643
IB700 24500 3246 12700 32200 1693 4266
1025 JA1100 36500 4836 19200 45900 2544 6081
Fuente: Baker Centrilift.
JB1300 43000 5698 19900 58900 2653 7853
93

Fig. 5. 5 Curva característica para una etapa a 60 Hz
ALTURA DE
COLUMNA (ft)
ALTURA DE COLUMNA
EFICIENCIA DE LA BOMBA
Fuente: Baker Centrilift.
POTENCIA AL FRENO (BHP)
RANGO DE OPERACION
RPM @ 60 Hz = 3500, Graveda especifica = 1.00
Bomba electrosumergible de Centrilift
Serie 513
Determinación del número de etapas requeridas para la bomba.
Altura Dinámica Total
No. Etapas =
Altura / etapa
8554.37 ft
No. Etapas =
= 172 Etapas
49.7 ft/etapa
94
60
HERTZ
(Ec. 5.9)
Una vez determinado el número de etapas, se puede calcular la potencia
al freno de la bomba (BHP).
BHP = BHP/Etapa * Número de etapas * γL
(Ec. 5.10)

De acuerdo a la figura 5.5, la potencia al freno por etapa para la bomba
GC2200 es igual a 1.09 BHP/etapa.
Entonces,
BHP = 1.09 BHP/etapa x 172 etapas x 1.01 = 189 BHP
Selección de la sección sello y del motor
En este ejemplo, supondremos que la sección sello y la bomba son de la
misma serie.
El requerimiento de potencia para la sección sello es función de la cabeza
dinámica total producida por la bomba.
La figura 5.6, indica un requerimiento ligeramente superior a 3 hp para la
sección sello de la serie 513 en base a un TDH de 8554.37pies.
Por lo tanto, el requerimiento de potencia total para esta aplicación es de
178 HP para la bomba, más 3.5HP para el sello, o sea 182 HP.
Fig. 5. 6 Altura Dinámica Total de Columna
Fuente: Baker Centrilift.
95

Tabla 5. 4 Motores serie 562
Tamaño, HP Volts / Amps Longitud Peso
60 Hz. 50Hz. 60 Hz. 50Hz. Pies M Lbs. Kg.
35 29 460/44 383/44 5.4 1.65 383 174
35 29 1250/16 1042/16 5.4 1.65 383 174
50 42 460/63 383/63 6.8 2.08 486 221
50 42 1250/23 1041/23 6.8 2.08 486 221
65 54 805/47 671/47 8.3 2.52 590 268
65 54 1250/30 1042/30 8.3 2.52 590 268
82 68 780/60 650/60 9.7 2.95 693 314
82 68 1230/38 1025/38 9.7 2.95 698 314
100 83 805/72 671/82 11.1 3.39 796 361
100 83 2145/27 1787/27 11.1 3.39 796 361
115 96 780/85 650/85 12.5 3.82 899 408
115 96 2030/33 1692/33 12.5 3.82 899 408
130 108 1250/60 1042/60 14.0 4.26 1003 455
130 108 2145/35 1787/35 14.0 4.26 1003 455
150 125 1205/72 1004/72 15.4 4.69 1106 502
150 125 2210/39 1842/39 15.4 4.69 1106 502
165 137 1115/85 929/85 16.8 5.13 1209 548
165 137 2230/43 1858/43 16.8 5.13 1209 548
180 150 1230/84 1025/84 18.2 5.56 1312 595
180 150 2210/47 1842/47 18.2 5.56 1312 595
195 162 1055/105 879/105 19.7 6.0 1415 642
195 162 2145/52 1787/52 19.7 6.0 1415 642
225 187 1230/105 1025/105 22.5 6.87 1622 736
225 187 2190/59 1825.59 22.5 6.87 1622 736
255 212 1405/105 1171/105 25.4 7.74 1828 829
255 212 2145/69 1787/69 25.4 7.74 1828 829
Fuente: Baker Centrilift.
96

En la tabla 5.4, puede verse que se tiene un motor de 180 hp, serie 562.
Este motor estará cargado aproximadamente 95% durante el
funcionamiento normal, esta condición de sobrecarga generalmente
resulta en una vida útil reducida.
El voltaje del motor se puede seleccionar en base a las siguientes
consideraciones:
- Los motores de alto voltaje (baja corriente) causan bajas pérdidas en el
cable y requieren cables de conductor tamaño pequeño.
- Entre más alto sea el voltaje del motor, más costoso será el controlador
del motor.
Para la aplicación de referencia, se selecciona un motor de alto voltaje
(180 hp, 2210 v, 47 A).
Límites de carga
Revisar todos los parámetros operativos para asegurar que estén dentro
de los rangos recomendados (cojinetes de empuje, potencia en el eje,
presión de la carcaza y velocidad del fluido pasante por el motor).
Selección del cable de potencia
El tamaño adecuado del cable depende de factores combinados de caída
en el voltaje, amperaje y espacio disponible entre las uniones de la
tubería de producción y la tubería de revestimiento.
La figura 5.7 muestra la caída de voltaje en diferentes tamaños de cable.
97

Para los pozos profundos se recomienda buscar una caída de voltaje en
el cable menor que el 15% del voltaje de placa del motor.
Si la caída de voltaje es entre el 15% y el 19% se podrá requerir de un
controlador de velocidad variable.
Si la caída del voltaje es demasiado baja, el par de arranque puede
resultar en la rotura del eje, considerar el uso de un VSD si la caída del
voltaje en el cable es menos del 5%.
La selección del tipo de cable se basa en las condiciones del fluido y la
temperatura de operación.
La temperatura de operación puede ser determinada utilizando la figura
5.4 y la figura 5.8.
Se ingresa la corriente del motor y la temperatura de fondo de pozo se
encuentra que la temperatura de funcionamiento del cable es de 193° F;
se selecciona el cable en base a esta temperatura.
Se selecciona el cable Nº4 que tiene una caída de voltaje de 16 v/1000
pies a 68°F.
Se añade 200’ de cable para las conexiones de superficie y corrigiendo
para 193°F en el conductor, la caída de voltaje es:
16 volts ⋅8,400
ft
Caida de Voltaje =
1,000 ft
98
⋅1.267
= 170.3 Volts
La caída de voltaje calculada es igual al 5% del voltaje de placa.
(Ec. 5.11)

Fig. 5. 7 Pérdida de voltaje en el cable
Fuente: Baker Centrilift.
Fig. 5. 8 Temperatura del pozo vs. Corriente
Fuente: Baker Centrilift.
99

Se determina el voltaje de superficie requerido, que es igual al voltaje de
placa del motor más la caída del voltaje:
Voltaje de superficie = 2210 v + 170.3 v = 2380.3 v
Finalmente se puede calcular los KVA del sistema con la ecuación 5.12
Voltaje en superficie*
Amperios del motor * 1.73
KVA =
1000
Accesorios y equipo opcional
2,380 v * 47 A * 1.73
KVA =
= 194KVA
1000
100
(Ec. 5.12)
El tipo de transformador seleccionado dependerá del voltaje disponible en
el suministro eléctrico (7200/12470).
El voltaje de superficie requerido es de 2380 v, y la potencia de 194 KVA.
La selección del controlador del motor se basa en el voltaje de superficie,
la magnitud de la corriente del motor y la potencia total en KVA.
En este ejemplo supondremos que el voltaje para el panel del control será
el voltaje de la superficie.
Otros accesorios varios pueden incluir válvula de retención de 2 7/8",
cabeza de pozo con colgador para la tubería de producción, flejes, y cable
plano de extensión del motor.

CAPÍTULO VI
DESARROLLO DEL CAMPO PARA AUMENTO DE PRODUCCIÓN
Para incrementar la producción de los campos Atacapi y Parahuacu se
usaran diferentes métodos como:
- El punzonamiento de nuevos intervalos.
- La estimulación de formaciones y
- La perforación de nuevos pozos de desarrollo.
6.1 CAÑONEO DE NUEVOS INTERVALOS
Uno de los métodos para el desarrollo de los campos en estudio, es el
cañoneo de nuevos intervalos, el cual incrementará la producción del
mismo.
En este caso se propone el punzonamiento de nuevos intervalos, para lo
cual se evaluaron todos los pozos de los Campos Atacapi y Parahuacu.
Con el paquete informático Interactive Petrophisics; que fue
proporcionado en el área de Yacimientos y revisando los historiales de
producción y reacondicionamiento se pudo encontrar zonas que todavía
no han sido cañoneadas.
A continuación se presentan las figuras del registro compuesto con sus
respectivos intervalos que no han sido evaluados aun.
101

Fig. 6. 1 Registro compuesto Atacapi-08, zona “U Superior”
Fig. 6. 2 Registro compuesto Atacapi-08, zona “U Inferior”
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
Fuente: Departamento de Yacimientos de Petroproducción.
102

En éste registro se observa que existen dos areniscas con sus
respectivos intervalos que no han sido cañoneados y con posibilidades de
contener hidrocarburos.
Cabe indicar que en éste pozo se realizó un análisis de núcleos, donde se
determinó la presencia de hidrocarburos tanto en la arenisca “U” superior
e inferior.
Nuevos intervalos de las arenas “U” superior e inferior a evaluarse.
ARENISCA
"U” Superior
"U” Inferior
NUEVO INTERVALO
NO CAÑONEADO
9285’ - 9291’ ( 6')
9302’ - 9308’ (6’)
9389’ - 9404’ (15’)
9412’ - 9427’ (15’)
Fig. 6. 3 Registro compuesto Atacapi-15, zona “U Superior”
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
Fuente: Departamento de Yacimientos de Petroproducción.
103

De igual manera en éste registro se tiene un nuevo intervalo no
cañoneado en la arenisca “U” superior, pero a diferencia de los anteriores
en este se tiene un solo reservorio bien definido.
Nuevo intervalo de la arena “U” superior a evaluar.
ARENISCA
NUEVO INTERVALO
NO CAÑONEADO
"U” Superior 9328’ - 9340’ (12’)
Fig. 6. 4 Registro compuesto Atacapi-16, zona “T Inferior”
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
Fuente: Departamento de Yacimientos de Petroproducción.
En éste registro se observa que existe un intervalo en la arenisca “T”
inferior que no ha sido cañoneado.
104

Arena “T” inferior, nuevo intervalo a evaluar.
ARENISCA
NUEVO INTERVALO
NO CAÑONEADO
"T Inferior" 9506’ - 9520’ ( 14’ )
Fig. 6. 5 Registro compuesto Atacapi-17, zona “U Superior”
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
Fuente: Departamento de Yacimientos de Petroproducción.
Analizado este registro, se puede observar un intervalo en la arenisca “U”
superior que presenta hidrocarburos que no ha sido evaluada.
Arena “U” superior, intervalo a punzar.
ARENISCA
NUEVO INTERVALO
NO CAÑONEADO
"U Superior" 9217’ - 9228’ ( 11’ )
105

Fig. 6. 6 Registro compuesto Atacapi-17, zona “T Superior”
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
Fuente: Departamento de Yacimientos de Petroproducción.
Analizadas las curvas de este registro se encontró el siguiente intervalo
en la arenisca “T” superior, que no ha sido evaluada.
Arena “T” superior, intervalo a punzar.
ARENISCA
NUEVO INTERVALO
NO CAÑONEADO
"T Superior" 9502’ - 9509’ ( 7’)
106

Fig. 6. 7 Registro compuesto Atacapi-18, zona “U Inferior”
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata
Fuente: Departamento de Yacimientos de Petroproducción.
Analizadas las curvas del registro del pozo ATA-18, se encontró en la
arenisca “U” inferior, dos intervalos nuevos que no han sido evaluadas.
Arena “U” inferior, nuevos intervalos a cañonear.
ARENISCA
"U Inferior"
NUEVO INTERVALO
NO CAÑONEADO
9372’ - 9377’ ( 5’)
9405’ - 9415’ (10’)
107

Fig. 6. 8 Registro compuesto Atacapi-23, zona “U Inferior”
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata
Fuente: Departamento de Yacimientos de Petroproducción.
En este pozo, luego de realizar el análisis correspondiente de sus curvas
en la arenisca “U” inferior y previa revisión del historial de producción y
reacondicionamiento se encontró dos nuevos intervalos que no han sido
evaluados.
Arena “U” inferior, intervalos a punzar.
ARENISCA
"U Inferior"
NUEVO INTERVALO
NO CAÑONEADO
9311’ - 9320’ (9’)
9333’ - 9342’ (9’)
108

Fig. 6. 9 Registro compuesto Atacapi-23, zona “T Superior”
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
Fuente: Departamento de Yacimientos de Petroproducción.
Realizando el análisis correspondiente a la arenisca “T” superior del pozo
Atacapi-23 se encontró un nuevo intervalo que no ha sido punzada.
Nuevo intervalo a punzar en la arena “T” superior.
ARENISCA
"T Superior"
NUEVO INTERVALO
NO CAÑONEADO
9495’ - 9503’ (8’)
109

Fig. 6. 10 Registro compuesto Parahuacu-01, zona “Basal Tena”
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
Fuente: Departamento de Yacimientos de Petroproducción.
Analizando las curvas del registro del pozo PRH-01 y verificando los
historiales de reacondicionamiento y de producción, en la arena “Basal
Tena” se encontró dos nuevos intervalos que no han sido evaluadas.
Nuevos intervalos a cañonearse en la arena “Basal Tena”.
ARENISCA
"Basal Tena"
NUEVO INTERVALO
NO CAÑONEADO
8826’ - 8832’ ( 6’)
8841’ - 8851’ (10’)
110

Fig. 6. 11 Registro compuesto Parahuacu-01, zona “U Inferior”
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
Fuente: Departamento de Yacimientos de Petroproducción.
Realizando el análisis correspondiente a la arenisca “U” inferior del pozo
Parahuacu-01 se encontró dos intervalos que no han sido cañoneados.
Arena “U” Inferior, intervalos no cañoneados
ARENISCA
"U Inferior"
NUEVO INTERVALO
NO CAÑONEADO
9545’ - 9550’ (5’)
9554’ - 9558’ (4’)
111

Tabla 6. 1 Reservas de las nuevas arenas a punzar campo Atacapi
POZO
ATA-08
ARENISCA
ÁREA
(acres)
"Us" 127,13
"Ui" 127,13
INTERVALO
(pies)
112
POES
(Bls)
FR
(%)
Reservas
Probadas
(Bls)
9285 - 9211 (6')
9302 - 9308 (6') 1.090.314 20 218.063
9389 - 9404 (15')
9412 - 9427 (15') 3.381.735 40 1.352.694
ATA-15 "Us" 470,55 9328 - 9340 (12') 4.240.361 20 848.072
ATA-16 "Ti" 133,09 9506 - 9520 (14') 2.665.261 50 1.332.631
ATA-17
"Us" 142,96 9217 - 9228 (11') 907.367 20 181.473
"Ts" 142,96 9502 - 9509 (7') 398.512 40 159.405
ATA-18 "Ui" 229,55
ATA-23 "Ui" 230,71
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
Fuente: Departamento de Yacimientos de Petroproducción.
9372 - 9377 (5')
9405 - 9415 (10') 2.903.481 40 1.161.392
9311 - 9320 (9')
9333 - 9342 (9') 6.759.903 40 2.703.961
Tabla 6. 2 Reservas totales por reservorios de los intervalos a
punzonar del campo Atacapi
ARENISCA POES FR
Reservas
Probadas
(Bls) (%) (Bls)
"U" Superior 6.238.042 20 1.247.608
"U” Inferior 13.045.120 40 5.218.048
"T” Superior 398.512 40 159.405
"T” Inferior 2.665.261 50 1.332.631
TOTAL 22.346.935 7.957.692
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
Fuente: Departamento de Yacimientos de Petroproducción.
En la tabla 6.2 se puede observar que las mayores reservas están en la
arena “U” inferior, debido a su alto factor de recobro con 5.218.048 Bls,
mientras en la arena “U” superior con el factor de recobro de 20%, las
reservas son 1.247.608 Bls.

Tabla 6. 3 Reservas totales por reservorios de los nuevos intervalos
a punzonar del campo Parahuacu
POZO
PRH-01
ARENISCA
POES
(Bls)
113
FR
(%)
Reservas
Probadas
(Bls)
Basal Tena 529.003 15 79.350
"U" Inferior
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
1.380.513
20
276.103
TOTAL 1.909.516 355.453
Fuente: Departamento de Yacimientos de Petroproducción.
En la tabla 6.13, se observa que las reservas en la arena “U” inferior son
mayores a la de Basal Tena, debido a su factor de recobro que es mayor;
20 y 15% respectivamente.
Estas reservas que se obtendrían con la propuesta de cañoneo de nuevos
intervalos de los campos en estudio ya fueron valorados en el Capítulo IV,
además de sus parámetros petrofísicos que se evaluaron en el Capítulo III
por lo cual no hace falta volver a explicar su forma de cálculo.
6.2 ESTIMULACIÓN
6.2.1 LIMPIEZA DE PUNZADOS
Para limpiar las perforaciones en una zona productora e incrementar la
producción se usará como técnica la acidificación.
Acidificación
La acidificación es un método para aumentar el rendimiento de un pozo
bombeando ácido directamente en un yacimiento productor con objeto de

abrir canales de flujo mediante la reacción de los productos químicos y los
minerales.
Al principio se utilizaba ácido clorhídrico (normal) para disolver las
formaciones calizas, este ácido es aún muy utilizado, pero ahora se le
añaden diversas sustancias químicas para controlar su reacción y evitar la
corrosión y la formación de emulsiones.
Junto al ácido clorhídrico se emplean también ácido fluorhídrico, ácido
fórmico y ácido acético, dependiendo del tipo de roca o de los minerales
del yacimiento.
El ácido fluorhídrico siempre se combina con uno de los otros tres ácidos
y originalmente se usaba para disolver la arenisca, suele llamársele “ácido
antilodo”, dado que actualmente se utiliza para limpiar perforaciones
taponadas con lodo de perforación y restaurar la permeabilidad dañada
en las inmediaciones del agujero del pozo.
Los ácidos fórmico y acético se utilizan en yacimientos profundos, muy
calientes, de caliza y dolomita, y como ácidos de descomposición antes
de la perforación.
El ácido acético también se añade a los pozos como agente tampón
neutralizante para controlar el pH de los líquidos de estimulación del pozo.
Casi todos los ácidos llevan aditivos, como inhibidores para evitar la
reacción con los revestimientos metálicos, y tensoactivos para prevenir la
formación de lodos y emulsiones.
Proceso
Primero se limpia la zona vecina al pozo y luego se tapona la zona de alta
saturación de agua con el agente divergente.
114

A continuación, el ácido es forzado a ingresar en las zonas de alta
saturación de petróleo, el resultado final es la estimulación preferencial de
la zona productiva.
Etapa 1
Inyectar una salmuera nueva o un colchón lavador de ácido para crear
una región cercana al pozo con 100% de saturación de agua en la zona
con alta saturación de ese fluido.
Etapa 2
Inyectar el agente divergente para formar un tapón viscoso en esa zona.
Etapa 3
Inyectar el fluido de tratamiento principal, HCl y/o HF, este fluido ingresa
preferentemente en la zona petrolífera objetivo, siguiendo el trayecto que
ofrece menos resistencia.
115

Indicadores:
Colchón lavador de ácido.
Agente divergente viscoso.
Ácido.
6.2.2 FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO
La fracturación es el método para aumentar el flujo de petróleo o gas
natural a los pozos a través de un yacimiento mediante fuerza o presión.
La producción puede disminuir porque la formación del yacimiento no sea
lo bastante permeable para que el petróleo pueda fluir hacia el pozo.
La fracturación fuerza la apertura de canales bombeando al yacimiento, a
alta presión, un líquido con materiales o productos especiales como
arena, metal, bolas químicas y conchas para producir fisuras.
Se puede añadir nitrógeno al líquido para estimular la expansión, cuando
se suprime la presión, el líquido se retira y los materiales de entibación
permanecen, manteniendo así las fisuras abiertas para que el petróleo
pueda circular más fácilmente.
La fracturación masiva consiste en bombear grandes cantidades de
líquido a los pozos para crear hidráulicamente fisuras de miles de pies de
longitud.
La fracturación masiva se utiliza normalmente para abrir pozos de gas
donde las formaciones de los yacimientos son tan densas que ni siquiera
el gas puede atravesarlas.
116

6.3 UBICACIÓN DE NUEVOS POZOS DE DESARROLLO
En la ubicación de pozos de desarrollo es importante establecer si se
dispone de un volumen de reservas que justifique la perforación de estos
pozos.
En el campo Atacapi, las reservas probadas ascienden a 60.589.587 Bls,
con un acumulado de producción de 34.183.728 Bls al 31/12/2007,
quedando un remanente de 26.405.589 Bls de petróleo (Tabla 6.1).
Mientras que en el campo Parahuacu, las reservas iniciales suman
33.503.120 Bls, teniendo un acumulado de producción de petróleo de
15.051.671 Bls al 31/12/2007, por consecuencia las reservas remanentes
totales del campo son de 18.451.449 Bls de petróleo (Tabla 6.2).
Tabla 6. 4 Reservas iniciales y remanentes del campo Atacapi
YACIMIENTO
Reservas
Probadas
(Bls)
U SUPERIOR 3.954.984
U INFERIOR 29.490.472
T SUPERIOR 6.466.911
T INFERIOR 20.013.610
Producción
acumulada
(Bls)
31/12/2007
117
Reserv. Rem.
(Bls)
31/12/2007
24.039.764 9.405.692
10.143.964 16.336.557
Total 59.925.978 34.183.728 25.742.250
Tabla 6. 5 Reservas iniciales y remanentes del campo Parahuacu
YACIMIENTO
Reservas
Probadas
(Bls)
Producción
acumulada
(Bls)
31/12/2007
Reserv. Rem.
(Bls)
31/12/2007
BASAL TENA 2.508.689 1.153.385 1.355.304
U 10.720.389 834.323 9.886.067
T 20.111.222 13.063.963 7.047.258
Total 33.340.300 15.051.671 18.288.629
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.

Conocer la producción acumulada de cada pozo es un factor importante,
así como las zonas del campo con mayor corte de agua, para poder
determinar la ubicación de un nuevo pozo de desarrollo.
La mayor producción acumulada de petróleo en el campo Atacapi se sitúa
en la arenisca “U” en relación a la arenisca “T”, mientras que en
Parahuacu se encuentra en el reservorio “T” con respecto a las areniscas
“U” y Basal Tena.
El reservorio Basal Tena ha permanecido produciendo en el pozo
Parahuacu-04 desde el inicio de su producción.
El BSW promedio para el campo Atacapi es del 73.06 %, las zonas con
mayor corte de agua se encuentran en los pozos ATA-16, ATA-10D y
ATA-15 provenientes de los reservorios “T” Inferior y “U” Inferior
respectivamente (Tabla 6.3).
Tabla 6. 6 BSW promedio de los pozos del campo Atacapi
POZO YACIMIENTO FECHA BSW (%)
ATA-01 Arenisca "U" 31/03/2008 79,6
ATA-02 Arenisca "U" 31/03/2008 78,3
ATA-07 "U" inferior 31/03/2008 34,0
ATA-08 "T"s + "T"i 31/03/2008 80,0
ATA-09 "U" inferior 31/03/2008 80,0
ATA-10D "T" inferior 31/03/2008 84,4
ATA-11D "U" inferior 31/03/2008 72,0
ATA-13 "T" superior 31/03/2008 10,1
ATA-14 "U" superior 31/03/2008 5,0
ATA-15 "U" inferior 31/03/2008 84,0
ATA-16 "T" inferior 31/03/2008 88,0
ATA-17 "U" inferior 31/03/2008 38,0
ATA-18 "T" inferior 31/03/2008 86,0
ATA-23 "T" inferior 31/03/2008 52,0
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
Fuente: Yacimientos Petroproducción.
118

Para el campo Parahuacu el BSW promedio es de aproximadamente
3.24%, las zonas del campo con mayor corte de agua se localizan en los
pozos PRH-05 y PRH-09 provenientes del reservorio “T” (Tabla 6.4).
Tabla 6. 7 BSW promedio de los pozos del campo Parahuacu
POZO YACIMIENTO FECHA BSW (%)
PRH-01 Arenisca "T" 31/03/2008 0,6
PRH-02 "U" inferior 31/03/2008 0,6
PRH-04 Basal Tena 31/03/2008 0,7
PRH-05 "T" inferior 31/03/2008 25,3
PRH-07 "T"s + "T"i 31/03/2008 0,6
PRH-08 "T" inferior 31/03/2008 0,5
PRH-09 "T" Superior 31/03/2008 4,6
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
Fuente: Yacimientos Petroproducción.
El comportamiento del agua a través del tiempo y la producción de los
campos se presentan en el anexo 10.
Para la ubicación de nuevos de desarrollo en los campos Atacapi y
Parahuacu se ha considerado lo siguiente:
- La sísmica realizada.
- Mapas estructurales al tope de cada zona de interés con su contacto
agua-petróleo.
- Mapas isópacos a la arena U y T, cuyas principales reservas se
encuentran en los miembros inferiores.
- Propiedades petrofísicas
- Cortes estratigráficos entre pozos vecinos para definir topes y bases
de los nuevos pozos.
- Distancia entre los pozos vecinos para calcular el radio de drenaje del
pozo nuevo.
- Historiales de producción, corte de agua y producción actual de los
pozos vecinos.
119

6.3.1 PROCEDIMIENTO PARA LA UBICACIÓN DE NUEVOS POZOS
DE DESARROLLO
El procedimiento para ubicar un nuevo pozo de desarrollo es el siguiente.
1. Mediante la sísmica elaborar el mapa estructural para cada arenisca
productora, localizar los altos estructurales y fallas (Ver porta mapas).
2. Ubicar el contacto agua petróleo para cada reservorio con la
información que se tiene.
3. Se debe ubicar el nuevo pozo en la parte más alta de la estructura y
tener mucho cuidado que este no atraviese una falla.
4. Realizar los mapas de espesores netos y porosidades por arena para
los campos en general, en estos mapas se puede visualizar que pozos
atraviesan grandes espesores y porosidades altas (Ver anexo 4).
5. Determinar el radio de drenaje de todos los pozos con las distancias
promedio que existe entre ellos y verificar si existe reservas que no
han sido drenadas aun.
6. Revisar los historiales de producción (Anexo 10) por reservorio de los
pozos que se encuentren en el área donde se va proponer perforar
nuevos pozos.
7. Con la ayuda de los mapas, radios de drenaje e historiales de
producción se puede entonces ubicar el nuevo pozo y determinar sus
coordenadas tanto de salida como de llegada.
8. Una vez determinada las coordenadas del nuevo pozo propuesto, se
procede a correlacionarlo con los pozos situados junto a el.
120

9. Realizar cortes estratigráficos entre pozos vecinos que se sitúen junto
al pozo propuesto para estimar los topes y bases de las formaciones
esperadas a encontrar y hacer un pronóstico para el nuevo pozo a
perforarse.
10. Estimar los parámetros petrofísicos y propiedades del fluido para el
nuevo pozo a perforarse mediante correlación con sus pozos vecinos.
11. Calcular el radio de drenaje con las distancias promedio que existe
entre el pozo nuevo y sus pozos vecinos, además se debe verificar si
no va a existir interferencia de producción con aquellos.
12. Estimado ya todos los parámetros petrofísicos y propiedades de los
fluidos se procede a pronosticar las reservas que tuviera siempre y
cuando su ubicación sea la correcta.
13. Se debe ubicar la plataforma mas cercana que exista entre sus pozos
vecinos y el propuesto, si la plataforma no es lo suficiente grande se
hará una ampliación de la misma.
14. Comprobar la ubicación de la estación de producción y las carreteras
existentes en el campo (Anexo 1).
15. Finalmente se realiza las proyecciones de producción con el análisis
económico y si son satisfactorias se decide que el pozo sea perforado.
De acuerdo con los radios de drenaje y reservas remanentes calculados
en el Capítulo IV, todavía existen reservas no drenadas por lo tanto no
habrá interferencia de producción con los pozos a proponerse, además es
necesario considerar que las areniscas U y T tienen un mecanismo de
producción por acuífero para no tener una inundación temprana de los
reservorios.
121

6.3.2 POZOS PROPUESTOS
Debido a que no se ha realizado un estudio de simulación matemática y
aplicando el procedimiento antes mencionado, al campo Atacapi se
proponen los siguientes pozos: Atacapi-19, Atacapi-20, Atacapi-21 y
Atacapi-22 cuyo objetivo principal es la arenisca “T” y como secundario la
arenisca “U”, se localizan en una zona alta de la estructura (Tabla 6.5).
Tabla 6. 8 Coordenadas de llegada de pozos propuestos Atacapi
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
POZO
UTM
X Y
ATA-19 315386,04 10006489,64
ATA-20 315848,41 10006153,67
ATA-21 315447,37 10004636,48
ATA-22 315163,74 10003509,13
En Parahuacu en cambio se proponen los siguientes pozos: Parahuacu-
10, Parahuacu-11, Parahuacu-12 y Parahuacu-13 teniendo como objetivo
primario la arenisca “T” y secundario la arenisca “U”, estos están en la
parte alta de la estructura. (Tabla 6.6).
Tabla 6. 9 Coordenadas de llegada de pozos propuesto Parahuacu
POZO
UTM
X Y
PARAHUACU-10 309645,84 10010499,30
PARAHUACU-11 309543,90 10009489,28
PARAHUACU-12 309399,48 10008886,68
PARAHUACU-13 309407,97 10007732,38
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
Los mapas de ubicación de los nuevos pozos tanto del campo Atacapi
como de Parahuacu se localizan en el anexo 9.
122

6.3.2.1 CÁLCULO DEL RADIO DE DRENAJE
El cálculo del radio de drenaje se lo realizó obteniendo un promedio de las
distancias entre pozos vecinos (Ver anexo 7) y el propuesto (Tabla 6.7),
para luego con ese valor calcular el área de drenaje.
A continuación se presenta el cálculo para el pozo Atacapi-19
D prom
R
d
520.
41m
+ 531.
33
=
= 525.
87m
2
D
=
2
prom
Ad = π * Rd
A d
525.
87m
= = 262.
94m
2
2
2
= 3.
14159*
( 262,
94m)
/ 4046.
86
= 53.
67acres
y así para todos los pozos propuestos.
En las siguientes tablas se presenta los resultados.
Tabla 6. 10 Áreas de drenaje de los pozos propuestos de Atacapi
POZO DISTANCIA POZOS VECINOS
Atacapi-19 Al pozo ATA-07 la distancia es de 520.41 m
Al pozo ATA-02 la distancia es de 531.33 m
Atacapi-20
Atacapi-21
Atacapi-22
Al pozo ATA-07 la distancia es de 594.74 m
Al pozo ATA-02 la distancia es de 643.10 m
Al pozo ATA-11D la distancia es de 559.48 m
Al pozo ATA-08 la distancia es de 491.34 m
Al pozo ATA-18 la distancia es de 557.11 m
Al pozo ATA-12D la distancia es de 571.54 m
Al pozo ATA-18 la distancia es de 745.59 m
Al pozo ATA-23 la distancia es de 459.57 m
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
Fuente: Yacimientos Petroproducción.
123
Dprom
(m)
Radio
(m)
Área
(acres)
525,87 262,94 53,67
599,11 299,55 69,66
540,00 270,00 56,59
620,58 310,29 74,74

Tabla 6. 11 Áreas de drenaje de los pozos propuestos de Parahuacu
POZO
Parahuacu-10
Parahuacu-11
Parahuacu-12
Parahuacu-10
DISTANCIA POZOS VECINOS
Al pozo PRH-3B la distancia es de 635.10 m
Al pozo PRH-08 la distancia es de 635.02 m
Al pozo PRH-08 la distancia es de 568.94 m
Al pozo PRH-01 la distancia es de 675.00 m
Al pozo PRH-01 la distancia es de 533.19 m
Al pozo PRH-07 la distancia es de 631.07 m
Al pozo PRH-02 la distancia es de 723.31 m
Al pozo PRH-07 la distancia es de 538.94 m
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
124
Dprom
(m)
Radio
(m)
Área
(acres)
635.06 317.53 78.27
621.97 310.98 75.08
582.13 291.06 65.77
631.12 315.56 77.30
6.3.2.2 ESTIMACIÓN DE LOS PARÁMETROS PETROFÍSICOS
El espesor neto saturado de petróleo (ho), la porosidad efectiva (Ø) y la
saturación de agua (Sw) se los obtuvo de los mapas petrofísicos (Ver
anexo 4) realizados para cada arena productora y también haciendo una
correlación con los pozos vecinos.
Tabla 6. 12 Parámetros petrofísicos de los pozos propuestos
CAMPO ATACAPI
ATACAPI-19
Pozos
ho Ø Sw
cercanos YACIMIENTO (pies) (%) (%)
U SUPERIOR 18 13,9 35,3
ATA-07 U INFERIOR 14 14,9 36,2
T SUPERIOR 8 8,7 48,0
T INFERIOR 48 15,9 24,2
ATA-02
U SUPERIOR 18 14,1 33,4
U INFERIOR 19 19,8 41,4
T SUPERIOR 8 16,4 43,0
T INFERIOR 5 9,0 33,0

Pozo
ho Ø Sw
Propuesto YACIMIENTO (pies) (%) (%)
U SUPERIOR 18 14 34,4
ATA-19
U INFERIOR 19 17,4 36,2
T SUPERIOR 8 16,4 43
T INFERIOR 48 15,9 24,2
ATACAPI-20
Pozos
ho Ø Sw
cercanos YACIMIENTO (pies) (%) (%)
U SUPERIOR 18 13,9 35,3
ATA-07 U INFERIOR 14 14,9 36,2
T SUPERIOR 8 8,7 48,0
T INFERIOR 48 15,9 24,2
ATA-11D
U SUPERIOR 11 12,6 36,5
U INFERIOR 18 18,0 36,0
T INFERIOR 30 14,0 32,7
Pozo
ho Ø Sw
Propuesto YACIMIENTO (pies) (%) (%)
U SUPERIOR 18 13,3 35,5
ATA-20
U INFERIOR 18 18 36,1
T SUPERIOR 8 8,7 48,0
T INFERIOR 40 15 28,0
ATACAPI-21
Pozos
ho Ø Sw
cercanos YACIMIENTO (pies) (%) (%)
U SUPERIOR 16 14,2 36,6
ATA-08 U INFERIOR 37 16,2 32,9
T SUPERIOR 21 13,2 54,0
T INFERIOR 44 14,25 20,4
ATA-18
U SUPERIOR 6 11,8 45,0
U INFERIOR 17 15,8 28,8
T INFERIOR 38 13,6 21,3
Pozo
ho Ø Sw
Propuesto YACIMIENTO (pies) (%) (%)
U SUPERIOR 16 13 40,8
ATA-21
U INFERIOR 37 16 30,8
T SUPERIOR 21 13,2 54,0
T INFERIOR 44 14,8 20,8
125

ATACAPI-22
Pozos
ho Ø Sw
cercanos YACIMIENTO (pies) (%) (%)
U SUPERIOR 6 11,8 45,0
ATA-18 U INFERIOR 17 15,8 28,8
T INFERIOR 38 13,6 21,3
ATA-23
U INFERIOR 32 16,7 17,1
T SUPERIOR 8 11,4 31,6
T INFERIOR 34 16,5 14,2
Pozo
ho Ø Sw
Propuesto YACIMIENTO (pies) (%) (%)
U SUPERIOR 6 11,8 45
ATA-22
U INFERIOR 17 16,2 22,9
T SUPERIOR 8 11,4 31,6
T INFERIOR 36 15,4 17,8
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
Fuente: Yacimientos Petroproducción.
CAMPO PARAHUACU
PARAHUACU-10
Pozos
ho
Ø Sw
cercanos YACIMIENTO (pies) (%) (%)
BASAL TENA 6,0 12,80 38,00
PRH-3B U INFERIOR 28,0 11,50 19,60
T INFERIOR 17,0 12,00 20,30
PRH-08
BASAL TENA 11,0 15,30 33,70
U MEDIA 2,2 14,10 22,50
U INFERIOR 15,0 13,00 11,00
T SUPERIOR 1,0 9,80 48,20
T INFERIOR 45,0 15,00 18,20
Pozo
ho
Ø Sw
Propuesto YACIMIENTO (pies) (%) (%)
BASAL TENA 8,5 13,9 35,9
U MEDIA 2,2 14,1 22,5
PRH-10
U INFERIOR 28 13,0 15,3
T SUPERIOR 1 9,8 48,2
T INFERIOR 45 15,0 19,3
126

PARAHUACU-11
Pozos
ho
Ø Sw
cercanos YACIMIENTO (pies) (%) (%)
BASAL TENA 11,0 15,30 33,70
U MEDIA 2,2 14,10 22,50
PRH-08 U INFERIOR 15,0 13,00 11,00
T SUPERIOR 1,0 9,80 48,20
T INFERIOR 45,0 15,00 18,20
PRH-01
BASAL TENA 5,5 14,06 35,51
U INFERIOR 16,0 11,20 27,75
T SUPERIOR 7,0 12,80 34,25
T INFERIOR 35,0 12,25 29,30
Pozo
ho
Ø Sw
Propuesto YACIMIENTO (pies) (%) (%)
BASAL TENA 8,5 14,2 34,6
U MEDIA 2,2 14,1 22,5
PRH-11
U INFERIOR 16 13,0 11,0
T SUPERIOR 7 13,0 34,3
T INFERIOR 45 14,0 23,8
PARAHUACU-12
Pozos
ho
Ø Sw
cercanos YACIMIENTO (pies) (%) (%)
BASAL TENA 5,5 14,06 35,51
PRH-01 U INFERIOR 16,0 11,20 27,75
T SUPERIOR 7,0 12,80 34,25
T INFERIOR 35,0 12,25 29,30
PRH-07
BASAL TENA 8,0 12,20 27,90
U MEDIA 4,0 12,00 23,00
U INFERIOR 12,0 13,00 45,00
T SUPERIOR 10,0 11,00 45,00
T INFERIOR 44,0 14,00 14,00
Pozo
ho
Ø Sw
Propuesto YACIMIENTO (pies) (%) (%)
BASAL TENA 8 13,3 31,7
U MEDIA 4 12 23,0
PRH-12
U INFERIOR 16 13,0 36,4
T SUPERIOR 10 12,8 34,3
T INFERIOR 44 14,0 21,7
127

Pozos
cercanos YACIMIENTO
PRH-02
PRH-07
PARAHUACU-13
ho
(pies)
128
Ø
(%)
Sw
(%)
BASAL TENA 11,5 16,40 37,50
U INFERIOR 37,5 12,20 42,50
T SUPERIOR 11,0 11,80 42,60
T INFERIOR 39,5 13,60 12,80
BASAL TENA 8,0 12,20 27,90
U MEDIA 4,0 12,00 23,00
U INFERIOR 12,0 13,00 45,00
T SUPERIOR 10,0 11,00 45,00
T INFERIOR 44,0 14,00 14,00
Pozo
Propuesto YACIMIENTO
PRH-13
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
Fuente: Yacimientos Petroproducción.
ho
(pies)
Ø
(%)
Sw
(%)
BASAL TENA 9 13,4 32,7
U MEDIA 4 12,0 23,0
U INFERIOR 29 12,8 43,8
T SUPERIOR 11 11,8 42,6
T INFERIOR 44 14,0 12,8
6.3.2.3 ESTIMACIÓN DE LAS RESERVAS INICIALES
Las reservas de los pozos propuestos se determinaron mediante el
método volumétrico tomando como radio de drenaje el calculado
anteriormente, los parámetros petrofísicos son los valores promedio
determinados en base a los mapas petrofísicos generados y a sus pozos
cercanos (Tabla 6.10).
Se utiliza el factor volumétrico inicial (Boi) y el factor de recobro (FR)
determinados en los Capítulos III y IV debido a que estos están
establecidos por campo y por reservorios de manera general.

Cálculo de las reservas por el método volumétrico en la arenisca
“Ui” del pozo propuesto Atacapi-19.
N
7758* h o * Ad
* φ * (1-
Sw)
=
Boi
7758*
53.67 * 19 * 0.
174 * (1-
0.362)
N =
1.173
N = 748.
698.
Bls
R iniciales
R iniciales =
R iniciales
= N * FR
748. 698Bls
* 0.
40
= 299.
479Bls
y así para todos los pozos nuevos.
Tabla 6. 13 Reservas estimadas para los pozos propuestos
CAMPO ATACAPI
ATACAPI-19
ARENISCA AREA ho Ø Sw Boi POES FR
Reservas
Iniciales
(ac) (ft) (%) (%) (by/bn) (Bls) (%) (Bls)
U Superior 53,67 18 14 34,4 1,303 528.655 20 105.731
U Inferior 53,67 19 17,4 36,2 1,173 748.698 40 299.479
T Superior 53,67 8 16,4 43 1,229 253.360 40 101.344
T Inferior 53,67 48 15,9 24,2 1,229 1.959.913 50 979.957
Total 1.486.511
ATACAPI-20
ARENISCA AREA ho Ø Sw Boi POES FR
Reservas
Iniciales
(ac) (ft) (%) (%) (by/bn) (Bls) (%) (Bls)
U Superior 69,66 18 13,3 35,5 1,303 638.015 20 127.603
U Inferior 69,66 18 18 36,1 1,173 953.840 40 381.536
T Superior 69,66 8 8,7 48,0 1,229 159.143 40 63.657
T Inferior 69,66 40 15 28,0 1,229 1.899.588 50 949.794
Total 1.522.590
129

ATACAPI-21
ARENISCA AREA ho Ø Sw Boi POES FR
Reservas
Iniciales
(ac) (ft) (%) (%) (by/bn) (Bls) (%) (Bls)
U Superior 56,59 16 13 40,8 1,303 414.901 20 82.980
U Inferior 56,59 37 16 30,8 1,173 1.533.325 40 613.330
T Superior 56,59 21 13,2 54,0 1,229 455.516 40 182.206
T Inferior 56,59 44 14,8 20,8 1,229 1.841.853 50 920.926
Total 1.799.443
ATACAPI-22
ARENISCA AREA ho Ø Sw Boi POES FR
Reservas
Iniciales
(ac) (ft) (%) (%) (by/bn) (Bls) (%) (Bls)
U Superior 74,74 6 11,8 45 1,303 173.289 20 34.658
U Inferior 74,74 17 16,2 22,9 1,173 1.049.640 40 419.856
T Superior 74,74 8 11,4 31,6 1,229 294.320 40 117.728
T Inferior 74,74 36 15,4 17,8 1,229 2.151.431 50 1.075.715
Total 1.647.957
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
CAMPO PARAHUACU
PARAHUACU-10
ARENISCA AREA ho Ø Sw Boi POES FR
Reservas
Iniciales
(ac) (ft) (%) (%) (by/bn) (Bls) (%) (Bls)
Basal Tena 78,27 8,5 13,9 35,9 1,229 374.477 15 56.172
U Inferior 78,27 28 13,0 15,3 1,219 1.535.777 20 307.155
T Superior 78,27 1 9,8 48,2 1,280 24.082 29 6.984
T Inferior 78,27 45 15,0 19,3 1,280 2.585.732 29 749.862
Total 1.120.173
PARAHUACU-11
ARENISCA AREA ho Ø Sw Boi POES FR
Reservas
Iniciales
(ac) (ft) (%) (%) (by/bn) (Bls) (%) (Bls)
Basal Tena 75,08 8,5 14,2 34,6 1,229 374.075 15 56.111
U Inferior 75,08 16 13,0 11,0 1,219 884.523 20 176.905
T Superior 75,08 7 13,0 34,3 1,280 272.055 29 78.896
T Inferior 75,08 45 14,0 23,8 1,280 2.184.464 29 633.494
Total 945.406
130

PARAHUACU-12
ARENISCA AREA ho Ø Sw Boi POES FR
Reservas
Iniciales
(ac) (ft) (%) (%) (by/bn) (Bls) (%) (Bls)
Basal Tena 65,77 8 13,3 31,7 1,229 301.674 15 45.251
U Inferior 65,77 16 13,0 36,4 1,219 553.920 20 110.784
T Superior 65,77 10 12,8 34,3 1,280 335.216 29 97.213
T Inferior 65,77 44 14,0 14,0 1,280 2.111.683 29 612.388
Total 865.636
PARAHUACU-13
ARENISCA AREA ho Ø Sw Boi POES FR
Reservas
Iniciales
(ac) (ft) (%) (%) (by/bn) (Bls) (%) (Bls)
Basal Tena 77,30 9,0 13,4 32,7 1,229 396.056 15 59.408
U Inferior 77,30 29 13 29,1 1,219 1.295.694 20 259.139
T Superior 77,30 11 12 42,6 1,280 349.078 29 101.233
T Inferior 77,30 44 14 12,8 1,280 2.516.708 29 729.845
Total 1.149.625
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
6.3.2.4 PROYECCIONES DE PRODUCCIÓN DE LOS POZOS NUEVOS
Mediante el análisis de los historiales de reacondicionamiento y de
producción de los pozos vecinos (Anexo 10) se determinó una tasa inicial
promedia de producción para los pozos propuestos.
Tabla 6. 14 Caudales aproximados de los pozos vecinos
ATACAPI
POZO YACIMIENTO FECHA Q Qo BSW
(BFPD) (BPPD) (%)
ATA-02 U 25-nov-05 1579 521 67
ATA-07 Ti 15-ene-05 3708 445 88
ATA-07 Ui 31-dic-07 768 522 32
ATA-08 Ts+Ti 13-jun-06 2017 484 76
ATA-11D Ui 10-feb-06 1067 512 52
ATA-12D Ui 25-mar-06 675 243 64
ATA-18 Ti 24-feb-06 1600 704 56
ATA-18 Ti 30-abr-07 1675 268 84
ATA-23 Ti 30-nov-07 1040 520 50
131

POZO
YACIMIENTO
PARAHUACU
FECHA
132
Q
(BFPD)
Qo
(BPPD)
BSW
(%)
PRH-01 T 8-jun-97 430 429 0,29
PRH-01 T 4-mar-00 252 250 0,80
PRH-02 U 16-oct-85 416 413 0,8
PRH-02 Ui 17-feb-03 217 215 0,9
PRH-3B Ti 04-abr-05 264 259 2,0
PRH-3B Ui 19-jul-02 186 180 3,0
PRH-07 Ti 07-mar-98 401 401 0,1
PRH-07 Ts+Ti 31-mar-07 513 510 0,6
PRH-08 T 16-nov-05 357 356 0,2
PRH-08 Ti 31-ene-07 435 434 0,2
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
Fuente: Yacimientos Petroproducción.
Con estos caudales se estimó una tasa promedia inicial de producción
para los pozos nuevos como se indica en las siguientes tablas.
Tabla 6. 15 Tasas estimadas de producción de los pozos propuestos
Atacapi
POZO YACIMIENTO Qo
(BPPD)
ATACAPI-19 Ti 450
ATACAPI-20 Ti 460
ATACAPI-21 Ti 485
ATACAPI-22 Ti 520
Parahuacu
POZO YACIMIENTO Qo
(BPPD)
PARAHUACU-10 Ti 350
PARAHUACU-11 Ti 435
PARAHUACU-12 T 445
PARAHUACU-13 T 510
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
Fuente: Yacimientos Petroproducción.

Cabe señalar que la producción inicial de un pozo nuevo no será
exactamente igual a la de su pozo vecino pero tendrá con el tiempo un
comportamiento similar al promedio de los pozos del campo.
Para realizar las proyecciones de producción se ha asumido lo siguiente
1. Los pozos ATA-19, ATA-20, PRH-10 y PRH-11 inician su etapa
productiva en enero del 2009, siendo a finales del año 2008 cuando se
realizan las perforaciones.
2. Los pozos ATA-21, ATA-22, PRH-12 y PRH-13 inician su etapa
productiva a mediados del 2009, siendo perforados ese mismo año.
Estas consideraciones se establecieron de acuerdo al cronograma de
pozos a perforarse cada año que tiene la Subgerencia de Exploración y
Desarrollo para los distintos campos manejados por Petroproducción.
Con una tasa económica de abandono de 100 BPPD que es estimada
debido a los altos precios del petróleo a nivel mundial y tomando
encuenta los aspectos antes mencionados, los perfiles de producción
para cada pozo propuesto se muestran en las siguientes tablas y gráficos.
Tabla 6. 16 Tiempos de abandono de los pozos propuestos
POZO
Qi
(BPPD)
ATACAPI
Qa
(BPPD)
133
Declin.
anual
(%)
1 ⎛ q
t =
⎜
a * ln
a ⎝ q
(años)
ATACAPI-19 450 100 12,06 12,47
ATACAPI-20 460 100 12,06 12,65
ATACAPI-21 485 100 12,06 13,09
ATACAPI-22 520 100 12,06 13,67
Elaborado por: César Chávez.
i
a
⎞
⎟
⎠

POZO
Qi
(BPPD)
PARAHUACU
Qa
(BPPD)
134
Declin.
anual
(%)
1 ⎛ q
t =
⎜
a * ln
a ⎝ q
(años)
PARAHUACU-10 350 100 9,15 13.69
PARAHUACU-11 435 100 9,15 16,07
PARAHUACU-12 445 100 9,15 16,43
PARAHUACU-13 510 100 9,15 17,80
Elaborado por: César Chávez.
Los valores obtenidos de la predicción de producción son aquellos con los
que se trabajará para realizar el análisis económico.
Tabla 6. 17 Proyección de producción del pozo Atacapi-19, a 8 años
ATACAPI-19
Reservas (Bls) 1.081.301
Periodo de producción (años) 8
Producción inicial (BPPD) 450
Declinación anual (%) 12,06
Declinación mensual (%) 1,005
Periodo
Q
(BPPD)
Producción
anual
(Bls)
Acumulado
anual
(Bls
01/01/2009 450,00 164.250 164.250
01/01/2010 398,87 145.589 309.839
01/01/2011 353,56 129.049 438.888
01/01/2012 313,39 114.387 553.275
01/01/2013 277,79 101.392 654.667
01/01/2014 246,23 89.872 744.539
01/01/2015 218,25 79.662 824.201
01/01/2016 193,46 70.611 894.812
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
i
a
⎞
⎟
⎠

Fig. 6. 12 Perfil de producción del pozo Atacapi-19
Q (BPPD)
500
450
400
350
300
250
200
150
100
50
0
Perfil de producción del pozo Atacapi-19
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
t (años)
Tabla 6. 18 Proyección de producción del pozo Atacapi-20, a 8 años
ATACAPI-20
Reservas (Bls) 1.013.451
Periodo de producción (años) 8
Producción inicial (BPPD) 460
Declinación anual (%) 12,06
Declinación mensual (%) 1,005
Periodo
Q
(BPPD)
Producción
anual
(Bls)
135
Acumulado
anual
(Bls
01/01/2009 460,00 167.900 167.900
01/01/2010 407,74 148.825 316.725
01/01/2011 361,41 131.916 448.641
01/01/2012 320,35 116.929 565.570
01/01/2013 283,96 103.645 669.215
01/01/2014 251,70 91.869 761.085
01/01/2015 223,10 81.432 842.517
01/01/2016 197,75 72.180 914.697
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.

Fig. 6. 13 Perfil de producción del pozo Atacapi-20
Q (BPPD)
500
450
400
350
300
250
200
150
100
50
0
Perfil de producción del pozo Atacapi-20
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
t (años)
Tabla 6. 19 Proyección de producción del pozo Atacapi-21, a 8 años
ATACAPI-21
Reservas (Bls) 1.103.133
Periodo de producción (años) 8
Producción inicial (BPPD) 485
Declinación anual (%) 12,06
Declinación mensual (%) 1,005
Periodo
Q
(BPPD)
Producción
anual
(Bls)
136
Acumulado
anual
(Bls
01/06/2009 485,00 88.513 88.513
01/01/2010 456,62 166.666 255.178
01/01/2011 404,74 147.731 402.909
01/01/2012 358,76 130.947 533.856
01/01/2013 318,00 116.070 649.926
01/01/2014 281,87 102.883 752.809
01/01/2015 249,85 91.194 844.003
01/01/2016 221,46 80.834 924.836
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.

Fig. 6. 14 Perfil de producción del pozo Atacapi-21
Q (BPPD)
600
500
400
300
200
100
0
Perfil de producción del pozo Atacapi-21
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
t (años)
Tabla 6. 20 Proyección de producción del pozo Atacapi-22, a 8 años
ATACAPI-22
Reservas (Bls) 1.193.443
Periodo de producción (años) 8
Producción inicial (BPPD) 520
Periodo
Declinación anual (%) 12,06
Declinación mensual (%) 1,005
Q
(BPPD)
Producción
anual
(Bls)
137
Acumulado
anual
(Bls
01/06/2009 520,00 94.900 94.900
01/01/2010 489,57 178.693 273.593
01/01/2011 433,95 158.392 431.985
01/01/2012 384,65 140.397 572.382
01/01/2013 340,95 124.446 696.827
01/01/2014 302,21 110.307 807.135
01/01/2015 267,88 97.775 904.910
01/01/2016 237,44 86.667 991.577
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.

Fig. 6. 15 Perfil de producción del pozo Atacapi-22
Q (BPPD)
600
500
400
300
200
100
0
Perfil de producción del pozo Atacapi-22
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
t (años)
Tabla 6. 21 Proyección de producción del pozo Parahuacu-10, a 5
años
PARAHUACU-10
Reservas (Bls) 756.846
Periodo de producción (años) 5
Producción inicial (BPPD) 350
Declinación anual (%) 9,15
Declinación mensual (%) 0,763
Periodo
Q
(BPPD)
Producción
anual
(Bls)
138
Acumulado
anual
(Bls
01/01/2009 350,00 127.750 127.750
01/01/2010 319,40 116.580 244.330
01/01/2011 291,47 106.386 350.716
01/01/2012 265,98 97.084 447.800
01/01/2013 242,73 88.595 536.395
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.

Fig. 6. 16 Perfil de producción del pozo Parahuacu-10
Q (BPPD)
400
350
300
250
200
150
100
50
0
Perfil de producción del pozo Parahuacu-10
2008 2009 2010 2011 2012 2013
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
t (años)
Tabla 6. 22 Proyección de producción del pozo Parahuacu-11, a 5
años
PARAHUACU-11
Reservas (Bls) 712.390
Periodo de producción (años) 5
Periodo
Producción inicial (BPPD) 435
Declinación anual (%) 9,15
Declinación mensual (%) 0,763
Q
(BPPD)
Producción
anual
(Bls)
139
Acumulado
anual
(Bls
01/01/2009 435,00 158.775 158.775
01/01/2010 396,96 144.892 303.667
01/01/2011 362,25 132.223 435.890
01/01/2012 330,58 120.661 556.551
01/01/2013 301,67 110.111 666.662
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.

Fig. 6. 17 Perfil de producción del pozo Parahuacu-11
Q (BPPD)
500
450
400
350
300
250
200
150
100
50
0
Perfil de producción del pozo Parahuacu-11
2008 2009 2010 2011 2012 2013
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
t (años)
Tabla 6. 23 Proyección de producción del pozo Parahuacu-12, a 5
años
PARAHUACU-12
Reservas (Bls) 709.601
Periodo de producción (años) 5
Producción inicial (BPPD) 450
Declinación anual (%) 9,15
Declinación mensual (%) 0,763
Periodo
Q
(BPPD)
Producción
anual
(Bls)
140
Acumulado
anual
(Bls
01/06/2009 445,00 81.213 81.213
01/01/2010 424,99 155.123 236.335
01/01/2011 387,83 141.559 377.894
01/01/2012 353,92 129.181 507.075
01/01/2013 322,97 117.886 624.961
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.

Fig. 6. 18 Perfil de producción del pozo Parahuacu-12
Q (BPPD)
500
450
400
350
300
250
200
150
100
50
0
Perfil de producción del pozo Parahuacu-12
2008 2009 2010 2011 2012 2013
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
t (años)
Tabla 6. 24 Proyección de producción del pozo Parahuacu-13, a 5
años
PARAHUACU-13
Reservas (Bls) 831.078
Periodo de producción (años) 5
Producción inicial (BPPD) 510
Declinación anual (%) 9,15
Declinación mensual (%) 0,763
Periodo
Q
(BPPD)
Producción
anual
(Bls)
141
Acumulado
anual
(Bls
01/06/2009 510,00 93.075 93.075
01/01/2010 487,07 177.781 270.856
01/01/2011 444,48 162.236 433.092
01/01/2012 405,62 148.050 581.143
01/01/2013 370,15 135.105 716.248
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.

Fig. 6. 19 Perfil de producción del pozo Parahuacu-13
Q (BPPD)
600
500
400
300
200
100
0
Perfil de producción del pozo Parahuacu-13
2008 2009 2010 2011 2012 2013
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
t (años)
Cabe señalar que la tasa de producción al periodo final de la predicción
no ha llegado a su límite económico fijado para este análisis, por lo cual
nos da a entender que todavía pueden ser extraídas mas reservas de las
estimadas por el método volumétrico.
142

CAPÍTULO VII
EVALUACIÓN DEL COMPORTAMIENTO DE LOS RESERVORIOS
Antes de comenzar con la evaluación de los reservorios es importante
conocer cuando la producción de hidrocarburos terminará o dejará de ser
económicamente rentable.
La tasa económica de abandono (10% de la producción inicial) en muchos
casos es determinada antes de que cese la producción debido a causas
naturales, ya que puede suceder que los costos de producción sean
mayores al valor del hidrocarburo producido.
7.1 PROYECCIONES DE PRODUCCIÓN DE FLUIDOS
Las proyecciones de producción se la realiza en función de las fórmulas
de declinación exponencial que son las que utiliza el programa OFM para
realizar las predicciones, sin embargo los valores no son exactamente
iguales porque el método depende de la estimación de la persona que
esta evaluando.
Los resultados de la predicción obtenidos para cada arena sin considerar
la perforación de nuevos pozos se presentan en las siguientes tablas y
gráficos correspondientes.
Además es importante aclarar que las reservas que se utilizaron fueron
las calculadas por el método de curvas de declinación.
143

Tabla 7. 1 Predicción de producción arenisca “U” campo Atacapi
Periodo
ARENA "U"
Reservas (Bls) 30.127.227
Reservas remantes (Bls) 6.087.463
Periodo de producción (años) 11
Q
(BPPD)
Producción inicial (BPPD) 2296
Declinación anual (%) 12,76
Producción
anual
(Bls)
Acumulado
anual
(Bls
144
Acumulado
total
(Bls)
Reservas
Remanentes
(Bls)
01/01/2008 2296,00 838.040 838.040 24.877.804 5.249.423
01/01/2009 2020,95 737.647 1.575.687 25.615.451 4.511.776
01/01/2010 1778,85 649.281 2.224.969 26.264.733 3.862.494
01/01/2011 1565,76 571.501 2.796.470 26.836.234 3.290.994
01/01/2012 1378,19 503.038 3.299.508 27.339.272 2.787.955
01/01/2013 1213,09 442.777 3.742.285 27.782.049 2.345.178
01/01/2014 1067,77 389.735 4.132.020 28.171.784 1.955.444
01/01/2015 939,85 343.047 4.475.066 28.514.830 1.612.397
01/01/2016 827,26 301.952 4.777.018 28.816.782 1.310.445
01/01/2017 728,16 265.779 5.042.797 29.082.561 1.044.666
01/01/2018 640,93 233.940 5.276.738 29.316.502 810.726
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
Fig. 7. 1 Predicción de producción arenisca “U” campo Atacapi
Q (BPPD)
10000
1000
100
10
ARENA "U"
1
78 79 81 83 85 87 89 91 93 95 97 99 00 02 04 06 08 10 12 14 16 18 20
t (años)
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.

Tabla 7. 2 Predicción de producción arenisca “T” campo Atacapi
Periodo
ARENA "T"
Reservas (Bls) 14.763.310
Reservas remantes (Bls) 4.619.346
Periodo de producción (años) 11
Q
(BPPD)
Producción inicial (BPPD) 1623
Declinación anual (%) 12,06
Producción
anual
(Bls)
Acumulado
anual
(Bls
145
Acumulado
total
(Bls)
Reservas
Remanentes
(Bls)
01/01/2008 1623,00 592.395 592.395 10.736.359 4.026.951
01/01/2009 1438,61 525.092 1.117.487 11.261.451 3.501.859
01/01/2010 1275,17 465.436 1.582.923 11.726.887 3.036.423
01/01/2011 1130,29 412.557 1.995.480 12.139.444 2.623.866
01/01/2012 1001,88 365.686 2.361.165 12.505.129 2.258.181
01/01/2013 888,05 324.140 2.685.305 12.829.269 1.934.041
01/01/2014 787,16 287.314 2.972.618 13.116.582 1.646.728
01/01/2015 697,73 254.671 3.227.290 13.371.254 1.392.056
01/01/2016 618,46 225.738 3.453.027 13.596.991 1.166.318
01/01/2017 548,20 200.091 3.653.119 13.797.083 966.227
01/01/2018 485,91 177.359 3.830.478 13.974.442 788.868
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
Fig. 7. 2 Predicción de producción arenisca “T” campo Atacapi
Q (BPPD)
10000
1000
100
10
ARENA "T"
1
78 79 81 83 85 87 89 91 93 95 97 99 00 02 04 06 08 10 12 14 16 18
t (años)
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.

Tabla 7. 3 Predicción de producción arena “Basal Tena” Parahuacu
Periodo
ARENA "BASAL TENA"
Reservas (Bls) 1.429.320
Reservas remantes (Bls) 269.542
Periodo de producción (años) 6
Q
(BPPD)
Producción inicial (BPPD) 117
Declinación anual (%) 9,64
Producción
anual
(Bls)
146
Acumulado
anual
(Bls
Acumulado
total
(Bls)
Reservas
Remanentes
(Bls)
01/03/2008 117,00 42.705 42.705 1.202.483 226.837
01/03/2009 106,25 38.780 81.485 1.241.263 188.056
01/03/2010 96,48 35.217 116.702 1.276.480 152.840
01/03/2011 87,62 31.980 148.682 1.308.460 120.859
01/03/2012 79,56 29.041 177.723 1.337.501 91.818
01/03/2013 72,25 26.372 204.096 1.363.874 65.446
01/03/2014 65,61 23.949 228.045 1.387.823 41.497
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
Fig. 7. 3 Predicción de producción arena “Basal Tena” Parahuacu
q (bls/día)
1000
100
10
Arena "Basal Tena"
1
78 79 81 83 85 87 89 91 93 95 97 99 00 02 04 06 08 10 12 14
t (años)
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.

Tabla 7. 4 Predicción de producción arenisca “U” campo Parahuacu
Periodo
ARENA "U"
Reservas (Bls) 1.381.041
Reservas remantes (Bls) 546.718
Periodo de producción (años) 6
Q
(BPPD)
Producción inicial (BPPD) 241
Declinación anual (%) 10,1
Producción
anual
(Bls)
147
Acumulado
anual
(Bls
Acumulado
total
(Bls)
Reservas
Remanentes
(Bls)
01/01/2008 241,00 87.965 87.965 922.288 458.753
01/01/2009 217,85 79.514 167.479 1.001.802 379.239
01/01/2010 196,92 71.876 239.355 1.073.678 307.363
01/01/2011 178,00 64.971 304.326 1.138.649 242.392
01/01/2012 160,90 58.729 363.055 1.197.378 183.663
01/01/2013 145,44 53.087 416.143 1.250.465 130.575
01/01/2014 131,47 47.987 464.130 1.298.453 82.588
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
Fig. 7. 4 Predicción de producción arenisca “U” campo Parahuacu
q (bls/día)
1000
100
10
Arena "U"
1
95 96 96 97 98 99 00 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
t (años)

Tabla 7. 5 Predicción de producción arenisca “T” campo Parahuacu
Periodo
ARENA "T"
Reservas (Bls) 18.376.917
Reservas remantes (Bls) 5.312.954
Periodo de producción (años) 15
Q
(BPPD)
Producción inicial (BPPD) 1469
Declinación anual (%) 9,15
Producción
anual
(Bls)
148
Acumulado
anual
(Bls
Acumulado
total
(Bls)
Reservas
Remanentes
(Bls)
01/01/2008 1469,00 536.185 536.185 13.600.148 4.776.769
01/01/2009 1340,55 489.302 489.302 14.089.450 4.287.467
01/01/2010 1223,34 446.518 446.518 14.535.968 3.840.949
01/01/2011 1116,37 407.475 407.475 14.943.443 3.433.474
01/01/2012 1018,76 371.846 371.846 15.315.289 3.061.628
01/01/2013 929,68 339.332 339.332 15.654.621 2.722.296
01/01/2014 848,39 309.661 309.661 15.964.282 2.412.635
01/01/2015 774,21 282.585 282.585 16.246.867 2.130.050
01/01/2016 706,51 257.876 257.876 16.504.743 1.872.173
01/01/2017 644,73 235.328 235.328 16.740.071 1.636.846
01/01/2018 588,36 214.751 214.751 16.954.823 1.422.094
01/01/2019 536,91 195.974 195.974 17.150.796 1.226.121
01/01/2020 489,97 178.838 178.838 17.329.634 1.047.283
01/01/2021 447,12 163.201 163.201 17.492.835 884.082
01/01/2022 408,03 148.931 148.931 17.641.765 735.152
01/01/2023 372,35 135.908 135.908 17.777.673 599.243
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
Fig. 7. 5 Predicción de producción arenisca “T” campo Parahuacu
q (bls/día)
10000
1000
100
10
Arena "T"
1
78 79 81 83 85 87 89 91 93 95 97 99 00 02 04 06 08 10 12 14 16 18 20 22 23
t (años)
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.

7.1.1 PROYECCIONES DE PRODUCCION CON POZOS PROPUESTOS
Para la predicción de producción de los campos Atacapi y Parahuacu con
la incorporación de los nuevos pozos se tomó la declinación de los
mismos obtenida del análisis de curvas de declinación, esto es, la
declinación del campo Atacapi es del 12.39 % y de Parahuacu es el
9.63% anual (Anexo 8).
Tabla 7. 6 Predicciones de producción con la perforación de nuevos
pozos para el campo Atacapi
Periodo
Sin
pozos
prop.
(BPPD)
ATACAPI
Reservas (Bls) 59.925.978
Producción acumulada al 31/12/2007 34.457.387
Reservas Remanentes (Bls) 25.468.591
Periodo de producción (años) 10
Producción inicial (BPPD) 3919
Declinación anual (%) 12,39
Declinación mensual (%) 1,033
ATA-19
ATA-20
entran en
producción
01/01/2009
(BPPD)
ATA-21
ATA-22
entran en
producción
01/06/2009
(BPPD)
149
Produc.
anual
sin pozos
prop.
(Bls)
Produc.
anual
con pozos
prop.
(Bls)
Producción
acumulada
anual
con pozos
propuestos
(Bls)
01/01/2008 3919,00 1.430.435 1.430.435 1.430.435
01/01/2009 3462,31 4372,31 1.263.744 1.595.894 3.026.329
01/06/2009 3254,33 4109,67 5114,67 1.187.831 1.866.853 4.893.182
01/01/2010 3058,84 3862,80 4807,43 1.116.478 1.754.711 6.647.894
01/01/2011 2702,39 3412,66 4247,21 986.373 1.550.232 8.198.126
01/01/2012 2387,48 3014,98 3752,28 871.429 1.369.581 9.567.706
01/01/2013 2109,26 2663,64 3315,02 769.880 1.209.981 10.777.687
01/01/2014 1863,46 2353,24 2928,71 680.164 1.068.980 11.846.667
01/01/2015 1646,31 2079,01 2587,42 600.904 944.410 12.791.077
01/01/2016 1454,46 1836,74 2285,91 530.879 834.356 13.625.433
01/01/2017 1284,97 1622,70 2019,53 469.015 737.127 14.362.560
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.

Fig. 7. 6 Perfil de producción con la perforación de nuevos pozos
para el campo Atacapi
Q (BPPD)
100000
10000
1000
100
10
Predicción de producción campo Atacapi
1
78 80 82 84 86 87 89 91 93 95 97 99 01 03 05 07 09 10 12 14 16 18
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
Análisis de la gráfica
150
t (años)
- La curva de (color violeta) representa la declinación del campo en
general sin considerar la perforación de nuevos pozos, es decir, a
inicios del año 2009 el campo arrancaría con una producción de 3462
Bls/dia.
- La curva de (color anaranjado) representa la proyección futura del
campo si se perforan los pozos propuestos ATA-19 y ATA-20 cuyo
incremento de producción seria de 3462 a 4372 Bls/dia (910 Bls/dia
tasa estimada de los nuevos pozos, ver capítulo anterior) a inicios del
año 2009.

- La curva de (color azul) representa las proyecciones de producción si
se perforaran los pozos propuestos ATA-19, ATA-20, ATA-21 y ATA-
22 tal como se consideró en el Capitulo anterior, es decir, los pozos
ATA-19 y ATA-20 son perforados a finales del año 2008 e inician la
producción a inicios del año 2009, y a estos se suman los pozos ATA-
21 y ATA-22 que inician su etapa productiva a mediados del año 2009,
siendo perforados ese mismo año.
Con esta propuesta de desarrollo la producción del campo Atacapi
pasaría de 3462 Bls/dia (tasa estimada mediante curvas de declinación
para finales del año 2008) a 5114 Bls/dia (tasa estimada con la
perforación de pozos propuestos para mediados del año 2009), su
producción se incrementaría en 1652 Bls/dia (Ver tabla 7.6)
A este análisis claramente se lo puede visualizar en la siguiente figura.
Fig. 7. 7 Análisis de la grafica: perfiles de producción Atacapi
Q (BPPD)
6000,00
5000,00
4000,00
3000,00
2000,00
1000,00
Predicción de producción a 10 años, campo Atacapi
Sin pozos
propuestos
0,00
07 08 09 10 11 12
t (años)
13 14 15 16 17
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
Con pozos: ATA-19, ATA-20, ATA-21, ATA-22
151
Con pozos: ATA-19, ATA-20

Tabla 7. 7 Predicciones de producción con la perforación de nuevos
pozos para el campo Parahuacu
Periodo
PARAHUACU
Reservas (Bls) 33.340.300
Producción acumulada al 31/12/2007 (Bls) 15.051.671
Sin
pozos
prop.
(BPPD)
Reservas Remanentes (Bls) 18.288.629
Periodo de producción (años) 10
Producción inicial (BPPD) 1783
Declinación anual (%) 9,63
Declinación mensual (%) 0,803
PRH-10
PRH-11
entran en
producción
01/01/2009
(BPPD)
PRH-12
PRH-13
entran en
producción
01/06/2009
(BPPD)
152
Produc.
anual
sin pozos
prop.
(Bls)
Produc.
anual
con pozos
prop.
(Bls)
Producción
acumulada
anual
con pozos
propuestos
(Bls)
01/01/2008 1783,00 650.795 650.795 650.795
01/01/2009 1619,31 2404,31 591.047 877.572 1.528.367
01/06/2009 1543,18 2291,28 3246,28 563.262 1.184.893 2.713.259
01/01/2010 1470,64 2183,57 3093,68 536.783 1.129.192 3.842.451
01/01/2011 1335,62 1983,10 2809,65 487.502 1.025.523 4.867.974
01/01/2012 1213,00 1801,03 2551,70 442.745 931.371 5.799.345
01/01/2013 1101,64 1635,68 2317,43 402.098 845.863 6.645.208
01/01/2014 1000,50 1485,51 2104,67 365.182 768.206 7.413.414
01/01/2015 908,64 1349,13 1911,45 331.655 697.678 8.111.092
01/01/2016 825,22 1225,27 1735,96 301.206 633.625 8.744.717
01/01/2017 749,46 1112,78 1576,58 273.553 575.453 9.320.170
01/01/2018 680,65 1010,62 1431,84 248.439 522.622 9.842.792
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.

Fig. 7. 8 Perfil de producción con la perforación de nuevos pozos
para el campo Parahuacu
Q (BPPD)
10000
1000
100
10
Predicción de producción campo Parahuacu
1
78 80 82 84 86 87 89 91 93 95 97 99 01 03 05 07 09 10 12 14 16 18 20
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
Análisis de la gráfica
153
t (años)
- La curva de (color violeta) representa la declinación del campo en
general sin considerar la perforación de nuevos pozos, es decir, a
inicios del año 2009 el campo arrancaría con una producción de 1619
Bls/dia.
- La curva de (color anaranjado) representa la proyección futura del
campo si se perforan los pozos propuestos PRH-10 y PRH-11 cuyo
incremento de producción seria de 1619 a 2404 Bls/dia (785 Bls/dia
tasa estimada de los nuevos pozos, ver capítulo anterior) a inicios del
año 2009.
- La curva de (color azul) representa las proyecciones de producción si
se perforaran los pozos propuestos PRH-10, PRH-11, PRH-12 y PRH-
13 tal como se consideró en el Capitulo anterior, es decir, los pozos

PRH-10 y PRH-11 son perforados a finales del año 2008 e inician la
producción a inicios del año 2009, y a estos se suman los pozos PRH-
12 y PRH-13 que inician su etapa productiva a mediados del año
2009, siendo perforados ese mismo año.
Con esta propuesta de desarrollo la producción del campo Parahuacu
pasaría de 1619 Bls/dia (tasa estimada mediante curvas de declinación
para finales del año 2008) a 3246 Bls/dia (tasa estimada con la
perforación de pozos propuestos para mediados del año 2009), su
producción se duplicaría (Ver tabla 7.7)
A este análisis se lo puede visualizar de mejor manera en la siguiente
figura.
Fig. 7. 9 Análisis de la gráfica: perfiles de producción Parahuacu
Q (BPPD)
3500
3000
2500
2000
1500
1000
500
Predicción de producción a 10 años, campo Parahuacu
Sin pozos
propuestos
0
07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18
t (años)
Elaborado por: César Chávez.
154
Con pozos: PRH-10, PRH-11, PRH-12, PRH-13
Con pozos: PRH-10, PRH-11
Para corroborar esta propuesta a continuación se presenta el análisis
económico.

7.2 ANÁLISIS ECONÓMICO
El análisis económico se lo realiza con el fin de conocer que tan factible
es la propuesta de ubicar nuevos pozos tomando en cuenta la producción
de los mismos, para esto se necesita conocer los costos de la perforación
mas los costos de producción.
Para realizar un estudio económico es importante conocer algunos
términos cuyos conceptos son aplicables para este estudio.
Valor actual neto (VAN)
Es el valor del dinero de hoy, no es lo mismo el dinero de hoy, que el de
ayer y el de mañana.
Donde:
VAN =
Fnck = Flujo Neto de Caja al año k
n
∑
K = 0 1
155
Fnck
( + i )
k = Número de periodos
i = Tasa de actualización de la empresa (i = 12.00%)
Tasa interna de retorno (TIR)
k
(Ec. 7.1)
Se define como la suma de los flujos netos descontados de cada periodo,
desde el origen, considerándose desde el año o periodo 0 (cero o inicial),
hasta el año o periodo n (último).
Para la búsqueda de la tasa de descuento que iguale los flujos positivos
con el (los) negativo(s), se recurre al método de prueba y error, hasta
encontrar la tasa que satisfaga esta condición.

Donde:
I
o
=
n
∑
n = 0
FNC
( 1+
TIR)
Io = Inversión a realizarse en el período “cero”
FNC = Flujo neto de caja
n = período de análisis
- Cuando la TIR > i, el proyecto es rentable.
- Cuando la TIR = i, el proyecto no tiene pérdidas ni ganancias.
- Cuando la TIR < i, el proyecto no es rentable.
156
n
(Ec.7.2)
Periodo de Recuperación de la Inversión (PRI)
Es el punto en el cual se recupera la inversión, y se lo obtiene graficando
los acumulados de flujos de caja con el tiempo.
Vida útil del proyecto.- Comprende el inicio del mismo hasta la
generación de la máxima utilidad.
Utilidad.- Son las ganancias que genera la inversión en un proyecto, es
decir, es la diferencia de los ingresos menos los egresos o el precio
menos el costo.
Depreciación.- Es la pérdida económica de un bien sea este por varias
razones como: el uso, las nuevas tecnologías y los impuestos.
Tasa económica de abandono.- Es la tasa de producción de petróleo
mínima en bls/día a la cual el pozo es económicamente rentable.
Producción inicial.- Es el volumen que un pozo es capaz de producir
durante las primeras 24 horas de producción estabilizado.

7.2.1 INVERSIONES
Una inversión se la puede definir como cualquier aplicación de recursos
que se hace con el propósito de obtener una utilidad o ganancia en un
plazo razonable.
En un yacimiento de petróleo se tiene 2 tipos de inversión.
Inversión de preproducción.- Son aquellos montos económicos que se
realizan hasta la delimitación del yacimiento.
Inversión de producción.- Son aquellos que se realizan para mantener e
incrementar la producción de petróleo de un yacimiento.
Para un proyecto de ubicación y perforación de pozos de desarrollo
entran las inversiones de producción, en donde deben considerarse los
aspectos de la perforación en si del pozo y los relacionados con la
producción en superficie, cada una de estas consideraciones constituyen
inversiones que deben realizarse previa a la producción de un pozo.
7.2.2 COSTOS
Un costo se lo define como el valor que cuesta en producir un bien.
Los costos se clasifican de varias maneras sin embargo para este
análisis asumiremos 2 clasificaciones:
1. Costos directos y costos indirectos.
2 Costos tangibles y costos intangibles.
Costos directos.- Es el monto de dinero que cuesta en producir un bien
de manera directa.
157

Costos indirectos.- Son aquellos que se derivan de los costos directos.
Costos tangibles.- Es un bien que se lo puede tocar, ver, palpar y es
recuperable por depreciación.
Costos intangibles.- Es aquel bien que se lo puede mirar y palpar pero
no es recuperable por depreciación.
Para el presente análisis se tomó los costos de la perforación de un pozo
vertical que ha llegado hasta la arena “T” Inferior.
A continuación se muestran los costos empleados en perforación y
completación de un pozo vertical de 10.000 pies de profundidad.
Tabla 7. 8 Costo estimado de perforación y completación de un pozo
vertical de 10.000 pies de profundidad
OPERACIÓN Y MATERIALES
COSTO
(USD)
Locación. (Plataforma y Piscinas) 250.000
Estudio ambiental 250.000
Vías de acceso 98.040
Movilización del taladro de 0 – 50 Km. 80000 USD 80.000
Costos por perforaciones 92 USD/pie 920.000
Registros eléctricos 100.000
Trabajo de cementación y cemento 130.000
Análisis de ripios 15.000
Completación y pruebas 100.000
Torre de reacondicionamiento del pozo, 5000 USD/día 75.000
Punzonamientos 40.000
Levantamiento artificial eléctrico 278.410
Tubería de revestimiento 10 ¾” y 7" 310.484
Árbol de navidad 25.000
Tubería de producción de 3 ½: 16 USD/m 48.780
Línea de flujo de 4 ½ + instalación 60.000
Subtotal 2.780.714
Contingencias (12%) 333.686
TOTAL 3.114.400
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
Fuente: Unidad Financiera de Petroproducción.
158

En esta tabla ya están incluidos los costos de la construcción de líneas de
producción.
7.2.2.1 COSTOS DE PRODUCCIÓN
Es el valor que cuesta en producir un barril de petróleo, estos incluyen el
valor operativo, depreciación y de transporte.
Para realizar el análisis económico del presente estudio se utilizó el valor
de 7.24 USD/barril que es el costo de operación asumido por
PETROPRODCUCCION.
7.2.3 RELACIÓN COSTO / BENEFICIO
Este es otro método de evaluación de proyectos que al igual que los
anteriores muestra la rentabilidad de un proyecto considerando los
ingresos generados, los gastos y la inversión, todos calculados en el
período de la inversión.
Ingresos (actualizados)
RCB =
Costos (actualizados)
+ Inversión
159
(Ec. 7.3)
Si RCB > 1 El proyecto es aceptable, ingresos mayores a los egresos
Si RCB = 1 El proyecto es indiferente, ingresos iguales a los egresos.
Si RCB < 1 El proyecto no es aceptable, ingresos menores a los egresos
En el Capítulo II se observa que no hace falta la construcción u
ampliación de las facilidades de producción para Atacapi debido a que
estas están en capacidad de manejar y almacenar la producción de los
pozos propuestos, no así para el campo Parahuacu que se necesita
implementar una batería manifold para 5 pozos cuyo costo es de 30.000
USD aproximadamente cuando se perforen los pozos PRH-12 y PRH-13.

Tabla 7. 9 Cronograma de inversiones de perforación y completación
de los pozos propuestos
CAMPO
ATACAPI
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
CAMPO
PARAHUACU
DESCRIPCIÓN
INVERSIÓN
Finales del 2008
(USD)
PARAHUAC-10 3114400
PARAHUAC-11 3114400
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
INVERSIÓN
DESCRIPCIÓN Finales del 2008
(USD)
ATACAPI-19 3114400
ATACAPI-20 3114400
160
INVERSIÓN
2009
(USD)
ATACAPI-21 3114400
ATACAPI-22 3114400
Total 6228800 6228800
INVERSIÓN
2009
(USD)
PARAHUAC-12 3114400
PARAHUAC-13 3114400
Batería manifold 30000
Total 6228800 6258800
Estos costos serán pagados con los ingresos que se obtengan de la
producción de los pozos propuestos alcanzado en un período de análisis
de 8 años para el campo Atacapi y 5 años en el campo Parahuacu.
Una vez realizado el análisis económico se tiene los siguientes resultados
del VAN, TIR, PRI, y RCB para un precio del barril de petróleo de 55 USD
y 80 USD.

Tabla 7. 10 Resultados obtenidos para los pozos propuestos ATA-19 y ATA-20 del campo Atacapi
Periodo
Año
Cálculo del VAN y TIR para un precio de 55 USD el barril de petróleo, inicia la producción el 01/01/2009
ATA-19
Prod.
anual
(Bls)
ATA-20
Prod.
anual
(Bls)
Producción
total
anual
(Bls)
Ingresos
ventas
(USD)
Costo de
operación
(USD)
161
Flujo de
caja
(USD)
Ingresos
actualizado
(USD)
Costos
actualizado
(USD)
Flujo de
caja
actualizado
(USD)
Acumulado
flujo de
caja
actualizado
(USD)
0 2008 INVERSIÓN -6.228.800 6.228.800 -6.228.800 -6.228.800
1 2009 164.250 167.900 332.150 18.268.250 2.404.766 15.863.484 16.310.938 2.147.113 14.163.825 7.935.025
2 2010 145.589 148.825 294.414 16.192.767 2.131.557 14.061.210 14.457.828 1.903.176 12.554.652 20.489.677
3 2011 129.049 131.916 260.965 14.353.083 1.889.388 12.463.695 12.815.252 1.686.953 11.128.299 31.617.976
4 2012 114.387 116.929 231.317 12.722.408 1.674.731 11.047.676 11.359.293 1.495.296 9.863.997 41.481.973
5 2013 101.392 103.645 205.036 11.276.996 1.484.463 9.792.533 10.068.746 1.325.413 8.743.333 50.225.306
6 2014 89.872 91.869 181.742 9.995.800 1.315.811 8.679.989 8.924.821 1.174.831 7.749.990 57.975.296
7 2015 79.662 81.432 161.094 8.860.162 1.166.320 7.693.843 7.910.859 1.041.357 6.869.502 64.844.799
8 2016 70.611 72.180 142.792 7.853.546 1.033.812 6.819.734 7.012.095 923.047 6.089.048 70.933.847
TOTAL 1.809.509 99.523.011 13.100.847 86.422.164 88.859.832 17.925.985 77.162.647
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
Resultados
Inversión total 17.925.985 USD
* PRI 5,28 meses
TIR 243,3 %
VAN 70.933.847 USD
RCB 4,96
* El tiempo de recuperación de la inversión es a partir del inicio de la producción (01/01/2009).

Tabla 7. 11 Resultados obtenidos para los pozos propuestos ATA-21 y ATA-22 del campo Atacapi
Periodo
Año
Cálculo del VAN y TIR para un precio de 55 USD el barril de petróleo, inicia la producción el 01/06/2009
ATA-21
Producción
anual
(Bls)
ATA-22
Producción
anual
(Bls)
Producción
total
anual
(Bls)
Ingresos
ventas
(USD)
Costo de
operación
(USD)
162
Flujo de
caja
(USD)
Ingresos
actualizado
(USD)
Costos
actualizado
(USD)
Flujo de
caja
actualizado
(USD)
Acumulado
flujo de
caja
actualizado
(USD)
0 2009 INVERSIÓN -6.228.800 6.228.800 -6.228.800 -6.228.800
1 2009 88.513 94.900 183.413 10.087.688 1.327.907 8.759.781 9.006.864 1.185.631 7.821.233 1.592.433
2 2010 166.666 178.693 345.359 18.994.754 2.500.400 16.494.354 16.959.602 2.232.500 14.727.102 16.319.535
3 2011 147.731 158.392 306.122 16.836.732 2.216.326 14.620.406 15.032.796 1.978.863 13.053.934 29.373.468
4 2012 130.947 140.397 271.343 14.923.886 1.964.526 12.959.360 13.324.898 1.754.041 11.570.857 40.944.325
5 2013 116.070 124.446 240.516 13.228.361 1.741.333 11.487.028 11.811.037 1.554.762 10.256.275 51.200.600
6 2014 102.883 110.307 213.190 11.725.467 1.543.498 10.181.969 10.469.167 1.378.123 9.091.044 60.291.644
7 2015 91.194 97.775 188.969 10.393.320 1.368.139 9.025.181 9.279.750 1.221.552 8.058.197 68.349.841
8 2016 80.834 86.667 167.500 9.212.519 1.212.703 7.999.817 8.225.463 1.082.770 7.142.693 75.492.534
TOTAL 1.916.413 105.402.726 13.874.832 91.527.895 94.109.577 18.617.042 81.721.334
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
Resultados
Inversión total 18.617.042 USD
* PRI 4,78 meses
TIR 179,4 %
VAN 75.492.534 USD
RCB 7,60
* El tiempo de recuperación de la inversión es a partir del inicio de la producción (01/06/2009).

Fig. 7. 10 PRI de los pozos ATA-19 y ATA-20 campo Atacapi
Acumulado Flujo de caja (USD)
80000000
70000000
60000000
50000000
40000000
30000000
20000000
10000000
Periodo de recuperación de la inversión (PRI)
Inicia la producción el 01/01/2009
* PRI = 5.28 meses
0
0
-10000000
1 2 3 4 5 6 7 8 9
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
Periodo (años)
Fig. 7. 11 PRI de los pozos ATA-21 y ATA-22 campo Atacapi
Flujo de caja actualizado
(USD)
20000000
15000000
10000000
-5000000
-10000000
Periodo de recuperación de la inversión (PRI)
Inicia la producción el 01/06/2009
5000000
* PRI = 4.78 meses
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
0
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
Periodo (años)
163

Tabla 7. 12 Resultados obtenidos para los pozos propuestos PRH-10 y PRH-11 del campo Parahuacu
Periodo
Año
PRH-10
Prod.
anual
(Bls)
Cálculo del VAN y TIR para un precio de 55 USD el barril de petróleo, inicia la producción el 01/01/2009
PRH-11
Prod.
anual
(Bls)
Producción
total
anual
(Bls)
Ingresos
ventas
(USD)
Costo de
operación
(USD)
164
Flujo de
caja
(USD)
Ingresos
actualizado
(USD)
Costos
actualizado
(USD)
Flujo de caja
actualizado
(USD)
Acumulado
flujo de caja
actualizado
(USD)
0 2008 INVERSIÓN -6.228.800 6.228.800 -6.228.800 -6.228.800
1 2009 127.750 158.775 286.525 15.758.875 2.074.441 13.684.434 14.070.424 1.852.179 12.218.245 5.989.445
2 2010 116.580 144.892 261.472 14.380.941 1.893.055 12.487.886 12.840.126 1.690.227 11.149.898 17.139.343
3 2011 106.386 132.223 238.609 13.123.491 1.727.529 11.395.962 11.717.403 1.542.436 10.174.966 27.314.309
4 2012 97.084 120.661 217.745 11.975.991 1.576.476 10.399.515 10.692.849 1.407.568 9.285.281 36.599.590
5 2013 88.595 110.111 198.706 10.928.827 1.438.631 9.490.196 9.757.881 1.284.492 8.473.389 45.072.979
TOTAL 1.203.057 66.168.124 8.710.131 57.457.993 59.078.682 14.005.703 51.301.779
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
Resultados
Inversión total 14.005.703 USD
* PRI 6,12 meses
TIR 210,50 %
VAN 45.072.979 USD
RCB 4,22
* El tiempo de recuperación de la inversión es a partir del inicio de la producción (01/01/2009).

Tabla 7. 13 Resultados obtenidos para los pozos propuestos PRH-12 y PRH-13 del campo Parahuacu
Periodo
Año
PRH-12
Prod.
anual
(Bls)
Cálculo del VAN y TIR para un precio de 55 USD el barril de petróleo, inicia la producción el 01/06/2009
PRH-13
Prod.
anual
(Bls)
Producción
total
anual
(Bls)
Ingresos
ventas
(USD)
Costo de
operación
(USD)
165
Flujo de
caja
(USD)
Ingresos
actualizado
(USD)
Costos
actualizado
(USD)
Flujo de caja
actualizado
(USD)
Acumulado
flujo de caja
actualizado
(USD)
0 2009 INVERSIÓN -6.258.800 6.258.800 -6.258.800 -6.258.800
1 2009 81.213 93.075 174.288 9.585.813 1.261.842 8.323.971 8.558.761 1.126.644 7.432.117 1.173.317
2 2010 155.123 177.781 332.904 18.309.707 2.410.223 15.899.484 16.347.953 2.151.985 14.195.968 15.369.285
3 2011 141.559 162.236 303.795 16.708.731 2.199.477 14.509.255 14.918.510 1.963.818 12.954.692 28.323.976
4 2012 129.181 148.050 277.232 15.247.743 2.007.157 13.240.585 13.614.056 1.792.105 11.821.951 40.145.927
5 2013 117.886 135.105 252.991 13.914.501 1.831.654 12.082.847 12.423.662 1.635.406 10.788.256 50.934.183
TOTAL 1.341.209 73.766.494 9.710.353 64.056.141 65.862.942 14.928.758 57.192.983
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
Resultados
Inversión total 14.928.758 USD
* PRI 5,05 meses
TIR 171,8 %
VAN 50.934.183 USD
RCB 4,41
* El tiempo de recuperación de la inversión es a partir del inicio de la producción (01/06/2009).

Fig. 7. 12 PRI de los pozos PRH-10 y PRH-11 campo Parahuacu
Acumulado flujo de caja (USD)
Periodo de recuperación de la inversión (PRI)
Inicia la producción el 01/01/2009
50000000
40000000
30000000
20000000
10000000
-10000000
PRI = 6.12 meses
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
0
0 1 2 3 4 5 6
Periodo (años)
Fig. 7. 13 PRI de los pozos PRH-12 y PRH-13 campo Parahuacu
Flujo de caja actualizado (USD)
Periodo de recuperación de la inversión (PRI)
Inicia la producción el 01/06/2009
20000000
15000000
10000000
5000000
0
0 1 2 3 4 5 6
-5000000
-10000000
* PRI = 5.05 meses
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
Periodo (años)
166

Tabla 7. 14 Resumen del análisis económico para 55 USD y 80 USD el
costo del barril del petróleo para los pozos propuestos
Campo Atacapi
Resultados
ATA-19 y ATA-20 ATA-21 y ATA-22
55 USD/bl 80 USD/bl 55 USD/bl 80 USD/bl
Inversión
total $ 17.925.985 $ 17.925.985 $ 18.617.042 $ 18.617.042
* PRI 5,28 meses 3,46 meses 4,78 meses 3,14 meses
TIR 243,3 % 376,6 % 179,4 % 261,8 %
VAN $ 70.933.847 $ 111.324.679 $ 75.492.534 $ 118.269.615
RCB 4,96 7,21 7,60 11,05
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
Campo Parahuacu
Resultados
PRH-10 y PRH-11 PRH-12 y PRH-13
55 USD/bl 80 USD/bl 55 USD/bl 80 USD/bl
Inversión
total $ 14.005.703 $ 14.005.703 $ 14.928.758 $ 14.928.758
* PRI 6,12 meses 4,02 meses 5,05 meses 3,13 meses
TIR 210,50 % 325,80 % 171,8 % 250,9 %
VAN $ 45.072.979 $ 71.926.926 $ 50.934.183 $ 80.871.884
RCB 4,22 6,14 4,41 6,42
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
* El tiempo de recuperación de la inversión (PRI) es a partir del inicio de la producción.
167

8.1 CONCLUSIONES
CAPÍTULO VIII
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
• Los campos Atacapi y Parahuacu a pesar de no haber sido
desarrollados por completo, en la actualidad poseen una producción
promedia 3748 y 1880 bls/día respectivamente; los mismos que
proceden de Napo “U” y “T” en Atacapi, mientras que en Parahuacu la
mayor producción proviene de Napo “T”.
• El corte de agua promedio oscila en 73.06 % en Atacapi y 3.24 % en
Parahuacu, además se tiene un o
API promedio = 32 entre los dos
campos.
• La evaluación de los registros eléctricos da como resultado valores
cercanos a los obtenidos en anteriores estudios realizados por
Petroproducción, lo que comprueba que la misma ha sido bien
determinada.
• En los mapas petrofísicos que se elaboraron con los parámetros
obtenidos de cada pozo, se puede observar que en el campo Atacapi /
Parahuacu los pozos Atacapi-01, Atacapi-12D, Parahuacu-02 y
Parahuacu-08 están perforados en las zonas de mayor espesor de las
areniscas “U” inferior y “T” inferior, teniendo además una porosidad
que va de 12.2 a 16.9 %.
168

ATACAPI
ht ho Ø Sw
POZO YACIMIENTO (ft) (ft) (%) (%)
ATA-01
U INFERIOR
T INFERIOR
76
55
45
40
16,9
14,0
23,7
30,1
ht ho Ø Sw
POZO YACIMIENTO (ft) (ft) (%) (%)
ATA-12D
U INFERIOR
T INFERIOR
72
70
36
48
15,0
14,0
32,0
37,5
PARAHUACU
ht ho Ø Sw
POZO YACIMIENTO (ft) (ft) (%) (%)
PRH-02
U INFERIOR
T INFERIOR
53
52
37,5
39,5
12,2
13,6
42,5
12,8
ht ho Ø Sw
POZO YACIMIENTO (ft) (ft) (%) (%)
PRH-08
U INFERIOR
T INFERIOR
48
60
15,0
45,0
13,0
15,0
11,0
18,2
• Se observa además que la arenisca de mayor interés en el campo
Atacapi es “U” Inferior, ya que presenta buenas propiedades
petrofísicas, sin embargo, Napo “T” no pierde importancia debido a
que también muestra espesores y porosidades altas.
CAMPO
ATACAPI
YACIMIENTO ho Ø Sw
(ft) (%) (%)
U SUPERIOR 11,17 13,24 33,88
U INFERIOR 24,47 16,49 29,05
T SUPERIOR 10,50 12,49 41,47
T INFERIOR 24,56 13,28 30,05
• En Parahuacu en cambio la arena “T” es la de mayor interés
siguiéndole luego las arenas “U” y Basal Tena.
169

CAMPO YACIMIENTO ho Ø Sw
(ft) (%) (%)
BASAL TENA 9,1 14,18 33,80
PARAHUACU U 22,7 12,51 26,00
T 31,7 12,53 33,38
• Con los parámetros petrofísicos obtenidos de los perfiles se actualizó
el POES y las reservas iniciales por areniscas, en donde se observa
que las mayores reservas remanentes se encuentran en la arena “T”
para el campo Atacapi y en la arena “U” para el campo Parahuacu.
ATACAPI
Producción Reservas
Reservas acumulada remanentes
YACIMIENTO POES FR Probadas (Bls) (Bls)
(Bls) (%) (Bls) 31/12/2007 31/12/2007
U SUPERIOR 19.774.922 20 3.954.984
U INFERIOR 73.726.181 40 29.490.472 24.039.764 9.405.692
T SUPERIOR 16.167.277 40 6.466.911
T INFERIOR 40.027.220 50 20.013.610 10.143.964 16.336.557
Total 149.695.600 59.925.978 34.183.728 25.742.250
PARAHUACU
Reservas
Probadas
(Bls)
170
Producción
acumulada
(Bls)
31/12/2007
Reservas
remanentes
(Bls)
31/12/2007
YACIMIENTO POES FR
(Bls) (%)
BASAL TENA 16.724.595 15 2.508.689 1.153.385 1.355.304
U 53.601.946 20 10.720.389 834.323 9.886.067
T 69.349.040 29 20.111.222 13.063.963 7.047.258
Total 139.675.580 33.340.300 15.051.671 18.288.629
• Al evaluar los registros de los diferentes pozos y analizando sus
respectivas curvas, se encontró 6 pozos que presentan importantes
zonas con presencia hidrocarburos que no han sido punzados en el
campo Atacapi: ATA-08, ATA-15, ATA-16, ATA-17, ATA-18, ATA-23,
mientras que en el campo Parahuacu se encontró dos zonas en el
pozo PRH-01.

POZO
ATA-08
ARENISCA
ATACAPI
POES
(BN)
171
FR
(%)
Reservas
Iniciales
(Bls)
"Us" 1.090.314 20 218.063
"Ui" 3.381.735 40 1.352.694
ATA-15 "Us" 4.240.361 20 848.072
ATA-16 "Ti" 2.665.261 50 1.332.631
ATA-17
"Us" 907.367 20 181.473
"Ts" 398.512 40 159.405
ATA-18 "Ui" 2.903.481 40 1.161.392
ATA-23 "Ui" 6.759.903 40 2.703.961
POZO
PRH-01
ARENISCA
PARAHUACU
POES
(BN)
FR
(%)
Reservas
Iniciales
(Bls)
Basal Tena 529.003 15 79.350
"U" Inferior
1.380.513
20
276.103
TOTAL 1.909.516 355.453
• Aplicando el cañoneo a los nuevos intervalos propuestos se
extendería la vida productiva de los pozos incrementando la
producción.
• En lo económico, se percibirá nuevos ingresos adicionales y por
consiguiente aumentaría las ganancias que es la parte fundamental en
la industria del petróleo.
• Para desarrollar los campos se ubicaron los siguientes pozos: Atacapi-
19, Atacapi-20, Atacapi-21, Atacapi-22, Parahuacu-10, Parahuacu-11,
Parahuacu-12 y Parahuacu-13 siendo su principal objetivo la arenisca
“T”, y que de acuerdo a los mapas estructurales, petrofísicos, áreas de

drenaje e historiales de producción de los pozos vecinos no va existir
interferencia de producción entre aquellos.
ATACAPI
Coordenadas de llegada
POZO
UTM
propuesto X Y
ATA-19 315386,04 10006489,64
ATA-20 315848,41 10006153,67
ATA-21 315447,37 10004636,48
ATA-22 315163,74 10003509,13
PARAHUACU
POZO
Coordenadas de llegada
UTM
propuesto X Y
PRH-10 309645,84 10010499,30
PRH-11 309543,90 10009489,28
PRH-12 309399,48 10008886,68
PRH-13 309407,97 10007732,38
• Con la perforación de estos pozos, en el campo Atacapi la producción
que se esperaría obtener es de 5114 Bls/día, mientras que en
Parahuacu seria 3246 Bls/día.
• Las reservas totales iniciales esperadas de los diferentes pozos
propuestos son de 6.456.501 de Bls de petróleo en Atacapi y de
4.080.840 Bls en Parahuacu.
ATACAPI
Reservas
Iniciales
(Bls)
PARAHUACU
172
Reservas
Iniciales
(Bls)
Atacapi-19 1.486.511 Parahuacu-10 1.120.173
Atacapi-20 1.522.590 Parahuacu-11 945.406
Atacapi-21 1.799.443 Parahuacu-12 865.636
Atacapi-22 1.647.957 Parahuacu-13 1.149.625
Total 6.456.501 Total 4.080.840

• En los resultados obtenidos de las proyecciones de producción a 10
Q (BPPD)
Q (BPPD)
años se destaca que todavía queda petróleo remanente que puede ser
extraído como también la vida de producción de cada uno de los
campos.
6000,00
5000,00
4000,00
3000,00
2000,00
1000,00
ATACAPI
Predicción de producción a 10 años, campo Atacapi
Sin pozos
propuestos
Con pozos: ATA-19, ATA-20, ATA-21, ATA-22
0,00
07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17
6000,00
5000,00
4000,00
3000,00
2000,00
1000,00
173
t (años)
PARAHUACU
Con pozos: ATA-19, ATA-
Predicción de producción a 10 años, campo Atacapi
Sin pozos
propuestos
Con pozos: ATA-19, ATA-20, ATA-21, ATA-22
0,00
07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17
t (años)
Con pozos: ATA-19, ATA-20

• Mediante el análisis económico se determinó la rentabilidad de la
perforación de los pozos propuestos con un precio por barril de
petróleo de 55 y 80 USD, obteniendo los siguientes resultados.
ATACAPI
Resultados
ATA-19 y ATA-20 ATA-21 y ATA-22
55 USD/bl 80 USD/bl 55 USD/bl 80 USD/bl
Inversión
total $ 17.925.985 $ 17.925.985 $ 18.617.042 $ 18.617.042
* PRI 5,28 meses 3,46 meses 4,78 meses 3,14 meses
TIR 243,3 % 376,6 % 179,4 % 261,8 %
VAN $ 70.933.847 $ 111.324.679 $ 75.492.534 $ 118.269.615
RCB 4,96 7,21 7,60 11,05
PARAHUACU
Resultados
PRH-10 y PRH-11 PRH-12 y PRH-13
55 USD/bl 80 USD/bl 55 USD/bl 80 USD/bl
Inversión
total $ 14.005.703 $ 14.005.703 $ 14.928.758 $ 14.928.758
* PRI 6,12 meses 4,02 meses 5,05 meses 3,13 meses
TIR 210,50 % 325,80 % 171,8 % 250,9 %
VAN $ 45.072.979 $ 71.926.926 $ 50.934.183 $ 80.871.884
RCB 4,22 6,14 4,41 6,42
* El tiempo de recuperación de la inversión (PRI) es a partir del inicio de la producción
• Se observa que la inversión es recuperada rápidamente, esto se debe
a la producción anual que van a tener los pozos propuestos y a los
precios que hoy en dia tiene el barril del petróleo a nivel mundial.
• Además es importante destacar que el presente análisis económico se
lo realizó considerando los costos de la perforación de pozos de
desarrollo verticales.
174

8.2 RECOMENDACIONES
• Se recomienda que el proceso de cálculo de reservas sea continuo
con el fin de brindar alternativas de incremento de producción en base
a las reservas.
• En lo referente al cañoneo de nuevos intervalos se recomienda
punzonar en primera instancia a la arena que tenga el mayor espesor
neto y que presenten propiedades aceptables tales como porosidad,
saturación de agua, esto con el objeto de tener una mayor producción
en comparación con los otros intervalos.
• Para la propuesta de desarrollo se debería ubicar pozos direccionales
con el fin de evitar la construcción de nuevas vías, estudios de impacto
ambiental y otros problemas que se sumaran al costo de la
perforación.
• Se recomienda realizar análisis PVT de los nuevos pozos a perforarse
en este estudio con el fin de tener datos confiables de las
características de los fluidos.
• Probar todas las arenas en los pozos propuestos, puesto que
mediante el método volumétrico se determinó la existencia de reservas
que no han sido drenadas.
• Actualizar los mapas estructurales, de espesores netos, porosidad y
saturación de agua luego de la perforación de los nuevos pozos de
desarrollo ya que se obtendrán datos petrofísicos y áreas de drenaje
reales para luego calcular las verdaderas reservas de los pozos.
• Realizar un estudio de simulación matemática con el fin de proponer
con precisión la ubicación de nuevos pozos de desarrollo.
175

BIBLIOGRAFÍA
- Craft, B, Hawkins, M. Ingeniería aplicada de yacimientos petrolíferos.
Madrid, España: Tecnos
- López, A. (2007). Análisis técnico económico para incorporar nuevos
intervalos no cañoneados a la producción del campo Atacapi. Tesis no
publicada. Universidad Central del Ecuador, Quito.
- Rivera, H. (1993). Evaluación geológica de la arenisca “T” principal,
formación Napo, campo Parahuacu. Tesis no publicada. Universidad
Central del Ecuador, Quito.
- Yerovi, I. (2003). Ambientes de depósito en la arenisca “T” en el
campo Atacapi-Parahuacu. Tesis no publicada. Universidad Central
del Ecuador, Quito.
- www.es.wikipedia.org
- Dake, L. (1978). Fundamentals of Reservoir Engineering. Elseiver,
Holanda.
- Schilthuis, R. Active Oil and Reservoir Energy. Trans, AIME
- Gutiérrez, A. (1986). Cómo hacer una Tesis. Quito, Ecuador: Época.
- www.ep-solutions.com/Spanish/Solutions/EPS/iDO.htm
- Schlumberger, Interactive Petrophysic Software para Evaluación de
Formaciones. Quito-Ecuador.
- Archivo Técnico de Petroproducción.
176

GLOSARIO DE TERMINOS BÁSICOS
Petróleo.- Nombre genérico para hidrocarburos, incluyendo petróleo
crudo, gas natural y líquidos del gas natural. El nombre se deriva del
Latín, oleum, presente en forma natural en rocas, petra.
Campo.- Es la acumulación, conjunto o grupo de conjuntos de
hidrocarburos u otros recursos minerales en el subsuelo. Un campo de
hidrocarburos consiste en un yacimiento que servirá como trampa de
hidrocarburos, cubiertos por rocas selladoras e impermeables.
Típicamente, el término implica un tamaño económico.
Pozo.- Agujero perforado en la roca desde la superficie de un yacimiento
a efecto de explorar o para extraer aceite o gas.
Yacimiento.- Acumulación de aceite y/o gas en roca porosa tal como
arenisca. Un yacimiento petrolero normalmente contiene tres fluidos
(aceite, gas y agua) que se separan en secciones distintas debido a sus
gravedades variantes. El gas siendo el más ligero ocupa la parte superior
del yacimiento, el aceite la parte intermedia y el agua la parte inferior.
o API.- Se lo usa para clasificar al petróleo de acuerdo a su gravedad
específica.
BSW.- Porcentaje de sedimento básico y agua no libre contenidos en los
hidrocarburos líquidos.
Bombeo.- Es el acto físico de traer el petróleo desde el fondo del pozo
hasta la superficie donde podrá ser fusionado de forma útil y transportado
para su procesamiento adicional.
177

Barril (bbl).- Una medida estándar para el aceite y para los productos del
aceite.
MMPCS.- Millones de pies cúbicos estándar.
Nivel dinámico.- Es la altura a la que llega el fluido dentro del pozo
cuando este esta fluyendo, esto quiere decir que el pozo esta abierto y
fluyendo a una Pwf.
Nivel estático.- Es la altura a la que llega el fluido dentro del pozo cuando
este se encuentra cerrado.
La medición de estos niveles se lo hace con una herramienta llamada
ecometer que es introducida dentro del pozo.
178

ANEXOS
ANEXO 1- Mapa de carreteras del campo Atacapi / Parahuacu
Fuente: Departamento de Ingeniería Civil Petroproducción
179

ANEXO 2- Topes y bases de las formaciones
ATACAPI
ATACAPI EMR ORTEGUAZA TIYUYACU TENA BASAL TENA M-2 CALIZA A "U" SUPERIOR
POZO (pies) TOPE TOPE TOPE TOPE BASE TOPE TOPE BASE TOPE BASE
ATA-01 964 5451 5989 7804 8625 8663 9180 9235 9260 9260 9326
ATA-02 954 5456 5997 7806 8635 8663 9200 9247 9270 9270 9342
ATA-03 958 5447 6001 7838 8648 8672 9223 9272 9296 9296 9360
ATA-04 946 5452 6001 7777 8630 8657 9155 9201 9230 9230 9297
ATA-05 992 5520 6064 7866 8715 8760 9265 9315 9346 9346 9411
ATA-06 967 5453 5995 7841 8670 8694 9218 9268 9298 9298 9353
ATA-07 951 5446 5972 7796 8642 8658 9186 9237 9262 9262 9330
ATA-08 970 5460 6003 7825 8640 8673 9211 9260 9282 9282 9346
ATA-09 962 5436 6004 7795 8655 8682 9200 9241 9274 9274 9338
ATA-10D TVD 962 5462 6011 7801 8649 8669 9197 9247 9270 9270 9340
ATA-11D TVD 978 8634 8651 9219 9266 9290 9290 9338
ATA-12D TVD 978 8662 8685 9219 9265 9289 9289 9340
ATA-13 978 5480 6004 7822 8640 8669 9182 9231 9256 9256 9318
ATA-14 962 5459 5998 7826 8651 8668 9187 9239 9262 9262 9322
ATA-15 1000 5437 6014 7898 8724 8736 9247 9297 9320 9320 9376
ATA-16 941 5419 5965 7776 8621 8634 9126 9178 9203 9203 9269
ATA-17 900 5929 7733 8602 8618 9138 9187 9214 9214 9282
ATA-18 939 5437 5990 7811 8652 8670 9198 9246 9270 9270 9334
ATA-23 905 5380 5942 7805 8677 8702 9146 9193 9217 9217 9281
WIW-01 962 5440 5970 7748 8581 8698 9226 9277 9304 9304 9372
180

ATACAPI EMR "U" MEDIA "U" INFERIOR ZONA CALIZA B "T" SUPERIOR "T" INFERIOR HOLLIN
POZO (pies) TOPE BASE TOPE BASE TOPE BASE TOPE BASE TOPE BASE
Atac-01 964 9326 9370 9370 9446 9468 9518 9518 9564 9564 9619 9688
Atac-02 954 9342 9380 9380 9432 9487 9527 9527 9592 9592 9641
Atac-03 958 9360 9408 9408 9449 9496 9543 9543 9593 9593 9646
Atac-04 946 9297 9338 9338 9390 9441 9490 9490 9545 9545 9585 9649
Atac-05 992 9411 9447 9447 9487 9541 9581 9581 9636 9636 9682 9731
Atac-06 967 9353 9396 9396 9443 9493 9542 9542 9594 9594 9656 9724
Atac-07 951 9330 9370 9370 9422 9472 9523 9523 9552 9552 9621 9696
Atac-08 970 9346 9380 9380 9441 9489 9540 9540 9582 9582 9664 9736
Atac-09 962 9338 9376 9376 9430 9480 9525 9525 9578 9578 9628 9699
Atac-10D TVD 962 9340 9373 9373 9418 9467 9515 9515 9565 9565 9615 9674
Atac-11D TVD 978 9338 9388 9388 9449 9504 9549 9549 9609 9609 9670 9735
Atac-12D TVD 978 9340 9374 9374 9446 9496 9548 9548 9590 9590 9660 9718
Atac-13 978 9318 9357 9357 9418 9463 9508 9508 9553 9553 9634 9689
Atac-14 962 9322 9370 9370 9414 9459 9504 9504 9545 9545 9628 9691
Atac-15 1000 9376 9412 9412 9468 9515 9551 9551 9598 9598 9671 9738
Atac-16 941 9269 9315 9315 9362 9408 9454 9454 9496 9496 9580 9637
Atac-17 900 9282 9329 9329 9367 9419 9462 9462 9514 9514 9565 9631
Atac-18 939 9334 9364 9364 9417 9465 9512 9512 9562 9562 9636 9706
Atac-23 905 9281 9309 9309 9360 9408 9450 9450 9506 9506 9568 9637
WIW-01 962 9372 9409 9409 9455 9506 9551 9551 9590 9590 9651 9719
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
Fuente: Geología Petroproducción.
181

PARAHUACU
PARAHUACU EMR ORTEGUAZA TIYUYACU TENA BASAL TENA M-2 CALIZA A "U" SUPERIOR
POZO (pies) TOPE TOPE TOPE TOPE BASE TOPE TOPE BASE TOPE BASE
PRH-01 992 7717 8815 8855 9406 9438 9476 9476 9513
PRH-02 867 7660 8690 8720 9278 9310 9351 9351 9386
PRH-03 1006 7798 8804 8826 9368 9401 9446 9446 9480
PRH-3B 1012 7812 8828 8846 9395 9427 9473 9473 9507
PRH-04 980 7798 8818 8842 9393 9424 9480 9480 9510
PRH-05 909 10156 10168
PRH-07 969 5546 6060 7756 8756 8784 9338 9375 9408 9408 9448
PRH-08 1005 5596 6100 7782 8804 8830 9376 9411 9452 9452 9488
PRH-09 987 5989 6128 7803 8837 8844 9398 9430 9473 9473 9505
PARAHUACU EMR "U" MEDIA "U" INFERIOR ZONA CALIZA B "T" SUPERIOR "T" INFERIOR HOLLIN
POZO (pies) TOPE BASE TOPE BASE TOPE BASE TOPE BASE TOPE BASE TOPE
PRH-01 992 9513 9538 9538 9595 9660 9668 9668 9748 9748 9807 9886
PRH-02 867 9386 9413 9413 9466 9530 9560 9560 9610 9610 9662 9672
PRH-03 1006 9480 9510 9510 9584 9650 9678 9678 9717 9717 9754
PRH-3B 1012 9507 9537 9537 9605 9680 9505 9705 9764 9764 9809 9874
PRH-04 980 9510 9526 9526 9578 9658 9690 9690 9726 9726 9741
PRH-05 909 10884 10909 10909 10923 11074 11094 11106 11124
PRH-07 969 9448 9470 9470 9512 9592 9660 9660 9668 9668 9728 9802
PRH-08 1005 9488 9512 9512 9560 9644 9661 9661 9668 9668 9780 9858
PRH-09 987 9505 9535 9535 9578 9664 9682 9682 9722 9722 9780 9850
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
Fuente: Geología Petroproducción.
182

ANEXO 3- Reporte de abril de reinyección de agua campo Atacapi
Día
Producción
Agua
(Bls)
ATACAPI
ATACAPI-01
Inyección
(Bls/día)
183
ATACAPI-03
Inyección
(Bls/día)
1 10420 10297 0
2 10420 10368 0
3 10980 10980 0
4 10368 10368 0
5 10440 10440 0
6 10836 10836 0
7 10800 10800 0
8 10656 10656 0
9 10439 10368 0
10 10439 10512 0
11 10438 10800 0
12 10588 1872 0
13 10588 10656 0
14 10069 10368 0
15 10503 10800 0
16 10503 10800 0
17 10503 10944 0
18 10585 4620 6970
19 10585 0 9780
20 10585 2120 9490
21 10585 1510 9130
22 10558 1470 9240
23 10524 0 9150
24 10524 1641 8883
25 10524 1822 8702
26 10683 1401 9282
27 10684 0 6756
28 7994 0 8266
29 7819 0 10232
Total 300640 186449 105881
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
Fuente: Ingeniería de Petróleos Estación Secoya.

ANEXO 4- Mapas petrofísicos
Mapa de porosidad de la arena “U” Inferior del campo Atacapi
10015000
10014000
10013000
10012000
10011000
10010000
10009000
10008000
10007000
10006000
10005000
10004000
10003000
10002000
ATA-10D
ATA-05
ATA-09
ATA-17
ATA-04
ATA-16
ATA-01
10001000
311000 312000 313000 314000 315000 316000 317000 318000 319000 320000
184
ATA-13
ATA-06
ATA-07
ATA-14
ATA-02
ATA-11D
ATA-15
ATA-08
ATA-12D
ATA-18 ATA-03
ATA-23
UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
ESCUELA DE PETRÓLEOS
CAMPO ATACAPI
MAPA DE ISOPOROSIDAD "U INFERIOR"
I.C. = 0.5
FECHA: ABRIL 2008 ELAB: CÉSAR CHÁVEZ

Mapa de porosidad de la arena “T” Inferior del campo Atacapi
10015000
10014000
10013000
10012000
10011000
10010000
10009000
10008000
10007000
10006000
10005000
10004000
10003000
10002000
ATA-05
ATA-10D
ATA-04
ATA-09
ATA-16
ATA-17 ATA-01
10001000
311000 312000 313000 314000 315000 316000 317000 318000 319000 320000
185
ATA-07
ATA-02
ATA-08
ATA-11D
ATA-12D
ATA-18
ATA-03
ATA-23
ATA-06
ATA-15
UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
ESCUELA DE PETRÓLEOS
CAMPO ATACAPI
MAPA DE ISOPOROSIDAD "T INFERIOR"
I.C. = 0.5
FECHA: ABRIL 2008 ELAB: CÉSAR CHÁVEZ

Mapa de espesor neto de la arena “U” Inferior del campo Atacapi
10015000
10014000
10013000
10012000
10011000
10010000
10009000
10008000
10007000
10006000
10005000
10004000
10003000
10002000
ATA-10D
ATA-05
ATA-04
ATA-09 ATA-16
ATA-17 ATA-01
ATA-02
ATA-08
10001000
311000 312000 313000 314000 315000 316000 317000 318000 319000 320000
186
ATA-13
ATA-07
ATA-11D
ATA-18 ATA-03
ATA-23
ATA-12D
ATA-06
ATA-14
ATA-15
UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
ESCUELA DE PETRÓLEOS
CAMPO ATACAPI
MAPA DE ESPESOR NETO "U INFERIOR"
I.C. = 4 PIES
FECHA: ABRIL 2008 ELAB: CÉSAR CHÁVEZ

Mapa de espesor neto de la arena “T” Inferior del campo Atacapi
10015000
10014000
10013000
10012000
10011000
10010000
10009000
10008000
10007000
10006000
10005000
10004000
10003000
10002000
ATA-05
ATA-10D
ATA-04
ATA-17
ATA-09
10001000
311000 312000 313000 314000 315000 316000 317000 318000 319000 320000
187
ATA-01
ATA-07
ATA-16
ATA-02
ATA-11D
ATA-18
ATA-08
ATA-23
ATA-12D
ATA-03
ATA-06
ATA-15
UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
ESCUELA DE PETRÓLEOS
CAMPO ATACAPI
MAPA DE ESPESOR NETO "T INFERIOR"
I.C. = 5 PIES
FECHA: ABRIL 2008 ELAB: CÉSAR CHÁVEZ

Mapa saturación de agua de la arena “U” Inferior del campo Atacapi
10015000
10014000
10013000
10012000
10011000
10010000
10009000
10008000
10007000
10006000
10005000
10004000
10003000
10002000
ATA-10D
ATA-05
ATA-04
ATA-09
ATA-17 ATA-01
10001000
311000 312000 313000 314000 315000 316000 317000 318000 319000 320000
188
ATA-16
ATA-13
ATA-07
ATA-02
ATA-08
ATA-11D
ATA-18 ATA-03
ATA-23
ATA-12D
ATA-06
ATA-14
ATA-15
UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
ESCUELA DE PETRÓLEOS
CAMPO ATACAPI
MAPA SATURACIÓN DE AGUA "U INFERIOR"
I.C. = 2
FECHA: ABRIL 2008 ELAB: CÉSAR CHÁVEZ

Mapa saturación de agua de la arena “T” Inferior del campo Atacapi
10015000
10014000
10013000
10012000
10011000
10010000
10009000
10008000
10007000
10006000
10005000
10004000
10003000
10002000
ATA-10D
ATA-05
ATA-04
ATA-09
ATA-16
ATA-17 ATA-01
ATA-02
ATA-08
ATA-18
ATA-23
189
ATA-07
ATA-11D
ATA-12D
ATA-03
ATA-06
ATA-15
10001000
311000 312000 313000 314000 315000 316000 317000 318000 319000 320000
UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
ESCUELA DE PETRÓLEOS
CAMPO ATACAPI
MAPA SATURACIÓN DE AGUA "T INFERIOR"
I.C. = 2
FECHA: ABRIL 2008 ELAB: CÉSAR CHÁVEZ

Mapa porosidad de la arena “Basal Tena” del campo Parahuacu
10015000
10014000
10013000
10012000
10011000
10010000
10009000
10008000
10007000
10006000
10005000
10004000
10003000
10002000
FECHA: ABRIL 2008 ELAB: CÉSAR CHÁVEZ
10001000
304000 305000 306000 307000 308000 309000 310000 311000 312000 313000
190
PRH-01
PRH-02
PRH-04
PRH-3B
PRH-08
PRH-07
UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
ESCUELA DE PETRÓLEOS
CAMPO PARAHUACU
ISOPOROSIDAD "BASAL TENA"
I.C. = 0.2

Mapa porosidad de la arena “U” Inferior del campo Parahuacu
10015000
10014000
10013000
10012000
10011000
10010000
10009000
10008000
10007000
10006000
10005000
10004000
10003000
10002000
10001000
304000 305000 306000 307000 308000 309000 310000 311000 312000 313000
191
PRH-01
PRH-02
PRH-04
PRH-09
PRH-3B
PRH-08
PRH-07
UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
ESCUELA DE PETRÓLEOS
CAMPO PARAHUACU
ISOPOROSIDAD "U" INFERIOR
I.C. = 0.2
FECHA: ABRIL 2008 ELAB: CÉSAR CHÁVEZ

Mapa porosidad de la arena “T” Inferior del campo Parahuacu
10015000
10014000
10013000
10012000
10011000
10010000
10009000
10008000
10007000
10006000
10005000
10004000
10003000
10002000
192
PRH-01
PRH-02
PRH-04
PRH-09
PRH-3B
PRH-08
PRH-07
UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
ESCUELA DE PETRÓLEOS
CAMPO PARAHUACU
ISOPOROSIDAD "T IINFERIOR"
I.C. = 0.2
FECHA: ABRIL 2008 ELAB: CÉSAR CHÁVEZ
10001000
304000 305000 306000 307000 308000 309000 310000 311000 312000 313000

Mapa espesor neto de la arena “Basal Tena” del campo Parahuacu
10015000
10014000
10013000
10012000
10011000
10010000
10009000
10008000
10007000
10006000
10005000
10004000
10003000
10002000
10001000
304000 305000 306000 307000 308000 309000 310000 311000 312000 313000
193
PRH-01
PRH-02
PRH-04
PRH-3B
PRH-08
PRH-07
UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
ESCUELA DE PETRÓLEOS
CAMPO PARAHUACU
MAPA DE ESPESOR NETO "BASAL TENA"
I.C. = 1 PIE
FECHA: ABRIL 2008 ELAB: CÉSAR CHÁVEZ

Mapa espesor neto de la arena “U” Inferior del campo Parahuacu
10015000
10014000
10013000
10012000
10011000
10010000
10009000
10008000
10007000
10006000
10005000
10004000
10003000
10002000
10001000
304000 305000 306000 307000 308000 309000 310000 311000 312000 313000
194
PRH-01
PRH-02
PRH-04
PRH-09
PRH-3B
PRH-08
PRH-07
UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
ESCUELA DE PETRÓLEOS
CAMPO PARAHUACU
MAPA DE ESPESOR NETO "U INFERIOR"
I.C. = 2 PIES
FECHA: ABRIL 2008 ELAB: CÉSAR CHÁVEZ

Mapa espesor neto de la arena “T” Inferior del campo Parahuacu
10015000
10014000
10013000
10012000
10011000
10010000
10009000
10008000
10007000
10006000
10005000
10004000
10003000
10002000
FECHA: ABRIL 2008 ELAB: CÉSAR CHÁVEZ
10001000
304000 305000 306000 307000 308000 309000 310000 311000 312000 313000
195
PRH-01
PRH-02
PRH-04
PRH-09
PRH-3B
PRH-08
PRH-07
UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
ESCUELA DE PETRÓLEOS
CAMPO PARAHUACU
MAPA DE ESPESOR NETO "T INFERIOR"
I.C. = 2 PIES

Mapa saturación de agua de la arena “Basal Tena” campo Parahuacu
10015000
10014000
10013000
10012000
10011000
10010000
10009000
10008000
10007000
10006000
10005000
10004000
10003000
10002000
196
PRH-01
PRH-02
PRH-04
PRH-3B
PRH-08
PRH-07
UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
ESCUELA DE PETRÓLEOS
CAMPO PARAHUACU
MAPA DE SATURACIÓN DE AGUA "BASAL TENA"
I.C. = 1
FECHA: ABRIL 2008 ELAB: CÉSAR CHÁVEZ
10001000
304000 305000 306000 307000 308000 309000 310000 311000 312000 313000

Mapa saturación de agua de la arena “U” Inferior campo Parahuacu
10015000
10014000
10013000
10012000
10011000
10010000
10009000
10008000
10007000
10006000
10005000
10004000
10003000
10002000
197
PRH-01
PRH-02
PRH-04
PRH-09
PRH-3B
PRH-08
PRH-07
UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
ESCUELA DE PETRÓLEOS
CAMPO PARAHUACU
MAPA DE SATURACIÓN DE AGUA "U INFERIOR"
I.C. = 2
FECHA: ABRIL 2008 ELAB: CÉSAR CHÁVEZ
10001000
304000 305000 306000 307000 308000 309000 310000 311000 312000 313000

Mapa saturación de agua de la arena “T” Inferior campo Parahuacu
10015000
10014000
10013000
10012000
10011000
10010000
10009000
10008000
10007000
10006000
10005000
10004000
10003000
10002000
PRH-01
PRH-02
198
PRH-04
PRH-09
PRH-3B
PRH-08
PRH-07
UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
ESCUELA DE PETRÓLEOS
CAMPO PARAHUACU
MAPA DE SATURACIÓN DE AGUA "T INFERIOR"
I.C. = 1
FECHA: ABRIL 2008 ELAB: CÉSAR CHÁVEZ
10001000
304000 305000 306000 307000 308000 309000 310000 311000 312000 313000

ANEXO 5- Nomograma de Resistividad de Soluciones de NaCl
Basic Material
Resistivity of solution (ohm-m)
Resistivity of NaCl Solutions
Conversion approximated by R 2 = R 1 [(T 1 + 6.77)/(T 2 + 6.77)]¡F or R 2 = R 1 [(T 1 + 21.5)/(T 2 + 21.5)]¡C
10
8
6
5
4
3
2
1
0.8
0.6
0.5
0.4
0.3
0.2
0.1
0.08
0.06
0.05
0.04
0.03
0.02
0.01
¡F 50 75 100 125 150 200 250 300 350 400
¡C 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 120 140 160 180 200
Temperature (¡F or ¡C)
199
300,000
Fig ure B2
ppm
200
300
400
500
600
700
800
1000
1200
1400
1700
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
10,000
12,000
14,000
17,000
20,000
30,000
40,000
50,000
60,000
70,000
80,000
100,000
120,000
140,000
170,000
200,000
250,000
280,000
Grains/gal at 75¡F
10
15
20
25
30
40
50
100
150
200
250
300
400
500
1000
1500
2000
2500
3000
4000
5000
10,000
15,000
20,000
NaCl concentration (ppm or grains/gal)

ANEXO 6- Historiales de pruebas de presión
Pozo
Arenisca
Fecha
Intervalo
(pies)
CAMPO ATACAPI
Qt
(Bls/día)
Qo
(Bls/día))
200
Qw
(Bls/día)
ATA-04 G-2 08-may-97 9242-9253 964 549 415 1,80 2413 3171 2419 359 24,0
ATA-05 U 06-jun-81 9450-9456 510 503 7 1,80 9
07-mar-04 9376-9382
29,6
ATA-07 Ui
9402-9410 648 564 84 1,11 908 3262 1116 34
Ti 22-jul-00 9552-9570 1560 1342 218 1,39 2991 3515 1312 270 29,2
9558-9580
32,0
ATA-08 Ts+Ti 03-sep-00 9583-9594 1272 1081 191 1,21 2697 3631 1312 35
ATA-10D
ATA-11D
Us+Ui
Ti
30-jul-03
05-mar-05
9698-9708
9830-9834
9839-9844
10232-10254
10272-10282
624
1248
Ts 28-mar-07 9544-9552 456 447 9 0,70 854 2581 1312 77 32,1
ATA-13 Ui 08-ago-04 9381-9390 1347 1091 256 2,43 3100 3332 1116 1270 23,8
9265-9272
29,0
ATA-14 Us 14-mar-07 9275-9280 312 271 41 1,72 587 2806 134
Ui 22-ago-06 9382-9390 720 173 547 1,23 1969 3083 1116 275 29,0
ATA-15 Ti 31-ago-05 9600-9610 1080 605 475 0,79 1975 3202 1312 62 34,8
ATA-16 Ti 06-dic-04 9490-9506 1200 1164 36 2601 3418 202 34,8
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
418
349
206
899
Uo
(cp)
0,98
0,79
Pwf
(Psi)
1210
2862
Pr
(Psi)
2516
3324
Pb
(Psi)
1116
1312
k
(md)
76
483
o API
30,0
32,0

Pozo
Arenisca
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
Fuente: Ingeniería de Petróleos Estación Secoya.
Fecha
CAMPO PARAHUACU
Qt
(Bls/día)
Qo
(Bls/día)
201
Qw
(Bls/día)
Pwf
(Psi)
Pr
(Psi)
k
(md)
PRH 1 T 12-nov-95 548 457 91 1692 2483 69 33,3
PRH 2 Basal Tena 29-mar-92 480 240 240 724 2765 55 25
PRH 2 U 24-abr-92 288 259 29 473 3683 7 32,3
PRH 2 Ui 14-ene-98 1002 1001 1 985 1911 26 32,6
PRH 2 T 16-ene-92 864 778 86 916 3219 21 25
PRH 3 T 04-abr-02 1224 832 392 2141 2556 1340 21,8
PRH 3B Ui 07-mar-06 192 186 6 505 727 19 33,9
PRH 3B Ti 05-ene-04 250 135 115 761 1292 80 30,4
PRH 4 Basal Tena 22-nov-95 384 357 27 682 1547 49 28,4
PRH 5 Ti 26-sep-97 504 423 81 1986 2539 103 34
PRH 7 Basal Tena 11-sep-97 384 381 3 815 3037 75 28
PRH 7 Ts 01-sep-97 254 243 11 1661 2109 106 28
PRH 7 Ti 26-ago-97 844 320 524 1563 2118 134 33,3
PRH 7 Ts+Ti 29-nov-04 254 243 11 267 1382 6 32,2
PRH 8 Ti 14-feb-08 468 465 3 1072 1583 105 32
PRH 9 Ts 20-ene-04 167 95 72 729 2637 5 32,1
o API

ANEXO 7- Distancias, radios y áreas de drenaje
CAMPO ATACAPI
ATACAPI
Dist. Prom Radio Area
POZO AT-16 AT-17 AT-13 AT-09 (m) (m) (acres)
ATA-01 549,98 632,29 774,07 1197,06 788,35 394,17 120,62
AT-11D AT-07 AT-08
ATA-02 517,52 984,35 860,80 787,56 393,78 120,37
AT-09 AT-10D
ATA-04 1005,28
AT-10D
774,58 889,93 444,96 153,70
ATA-05 1267,87 1267,87 633,93 311,97
AT-14 AT-13 AT-06
ATA-07 515,53 549,46 836,73 633,91 316,95 77,99
AT-12D AT-11D AT-02 AT-18
ATA-08 531,62 573,60 860,80 988,29 738,58 369,29 105,87
AT-04 AT-17 AT-16 AT-01
ATA-09 958,71 982,50 974,32 1197,06 1028,15 514,07 205,16
AT-04 AT-05
ATA-10D 774,58 1267,87 1021,22 510,61 202,40
AT-02 AT-08 AT-12D
ATA-11D 505,83 573,60 593,11 557,51 278,76 60,32
AT-08 AT-11D
ATA-12D 527,82 579,63 553,73 276,86 59,51
AT-01 AT-14 AT-07 AT-06
ATA-13 775,07 734,90 549,46 759,88 704,83 352,41 96,41
AT-07 AT-13 AT-06
ATA-14 515,53 734,90 426,41 558,95 279,47 60,63
AT-14 AT-06 AT-11D AT-12D
ATA-15 1498,88 1549,06 1688,58 1491,89 1557,10 778,55 470,55
AT-01 AT-09 AT-17
ATA-16 549,98 974,32 959,99 828,10 414,05 133,09
AT-01 AT-09 AT-16
ATA-17 632,29 982,53 959,99 858,27 429,14 142,96
AT-12D AT-08 AT-23
ATA-18 1185,82 938,46 1138,42 1087,56 543,78 229,55
AT-03 AT-18
ATA-23 1042,20 1138,42 1090,31 545,15 230,71
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
Fuente: Yacimientos Petroproducción.
202

CAMPO PARAHUACU
PARAHUACU
Dist. Prom. Radio Area
POZO PRH-08 PRH-07
(m) (m) (acres)
PRH-01 880,39 977,88 929,14 464,57 167,54
PRH-01 PRH-07 PH-05
PRH-02 2036,26 1168,33 1757,80 1654,13 827,07 531,02
PRH-08 PRH-09
PRH-03 1073,26 981,01 1027,14 513,57 204,75
PRH-08 PRH-09
PRH-3B 1073,26
PRH-09
981,01 1027,14 513,57 204,75
PRH-04 1091,54
PRH-02
1091,54 545,77 231,23
PRH-05 1757,80 1757,80 878,90 599,67
PRH-01 PRH-02 PRH-08
PRH-07 977,88 1168,34 1709,09 1285,10 642,55 320,51
PRH-3B PRH-01
PRH-08 1073,26 880,39 976,83 488,41 185,18
PRH-04 PRH-3B
PRH-09 1088,60 980,52 1034,56 517,28 207,72
Elaborado por: César Chávez / Luis Mata.
Fuente: Yacimientos Petroproducción.
203

ANEXO 8- Curvas de Declinación
CAMPO ATACAPI
ATACAPI-01 “U”
204

ATACAPI-02 “U”
ATACAPI-04 “U”
205

ATACAPI-07 “U Inferior”
ATACAPI-07 “T Inferior”
206

ATACAPI-08 “Ts + Ti”
ATACAPI-11D “U Inferior”
207

PARAHUACU
PARAHUACU-01 “T”
208

PARAHUACU-04 “Basal Tena”
PARAHUACU-05 “T”
209

ANEXO 9- Mapas de ubicación de pozos propuestos
10015000
10014000
10013000
10012000
10011000
10010000
10009000
10008000
10007000
10006000
10005000
10004000
10003000
10002000
ATACAPI
ATA-05
ATA-10D
210
ATA-04
ATA-09
ATA-17
ATA WIW- 1
ATA-16
ATA-01
ATA-13
ATA-19 ATA-07
ATA-14
ATA-02
ATA-20
ATA-11D
ATA-08
ATA-18 ATA-03
ATA-22
ATA-21
ATA-23
ATA-12D
ATA-06
ATA-15
POZO PERFORADO
POZO PROPUESTO
UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
ESCUELA DE PETRÓLEOS
CAMPO ATACAPI
UBICACIÓN DE POZOS PROPUESTOS
FECHA: MAYO 2008 ELAB: CÉSAR CHÁVEZ
10001000
311000 312000 313000 314000 315000 316000 317000 318000 319000 320000

10015000
10014000
10013000
10012000
10011000
10010000
10009000
10008000
10007000
10006000
10005000
10004000
10003000
10002000
PARAHUACU
211
PRH-04
PRH-09
PRH-3B
PRH-03
PRH-01
PRH-02
PRH-08
PRH-07
PRH-05
PRH-10
PRH-11
PRH-12
PRH-13
POZO PERFORADO
POZO PROPUESTO
UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
ESCUELA DE PETRÓLEOS
CAMPO PARAHUACU
UBICACIÓN DE POZOS PROUESTOS
FECHA: MAYO 2008 ELAB: CÉSAR CHÁVEZ
10001000
304000 305000 306000 307000 308000 309000 310000 311000 312000 313000

ANEXO 10- Corte de agua vs. Producción
CAMPO ATACAPI
ATACAPI-02 “U”
212

ATACAPI-07 “Ti”
ATACAPI-08 “Ts+Ti”
213

ATACAPI-11D “Ui”
ATACAPI-12D “Ui”
214

ATACAPI-18 “Ti”
ATACAPI-23 “Ti”
215

CAMPO PARAHUACU
PARAHUACU-01 “T”
216

PARAHUACU-02 “Ui”
PARAHUACU-3B “Ti”
217

PARAHUACU-07 “Ts + Ti”
PARAHUACU-08 “Ti”
218

199